1 августа 2025 г. вступает в силу Изменение №1 в ТКП 339-2022, введенное постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 21 мая 2025 г. №19.
Ознакомиться с изменениями можно по ссылке
ТКП 339-2022 «Электроустановки на напряжение до 750 кВ линии электропередачи воздушные и токопроводы, устройства распределительные и трансформаторные подстанции, установки электросиловые и аккумуляторные, электроустановки жилых и общественных зданий. Правила устройства и защитные меры электробезопасности. Учет электроэнергии. Нормы приемо-сдаточных испытаний»
ТЕХНИЧЕСКИЙ КОДЕКС УСТАНОВИВШЕЙСЯ ПРАКТИКИ
ТКП 339-2022 (33240)
Электроустановки на напряжение до 750 кВ
ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВОЗДУШНЫЕ И ТОКОПРОВОДЫ, УСТРОЙСТВА
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ И ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ, УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ И АККУМУЛЯТОРНЫЕ
Правила устройства и защитные меры электробезопасности. Учет электроэнергии. Нормы приемо-сдаточных испытаний
Электраўстаноўкi на напружанне да 750 кВ ЛIНII ЭЛЕКТРАПЕРАДАЧЫ ПАВЕТРАНЫЯ
I ТОКАПРАВОДЫ, УСТРОЙСТВЫ РАЗМЕРКАВАЛЬНЫЯ I ТРАНСФАРМАТАРНЫЯ ПАДСТАНЦЫI, УСТАНОЎКI ЭЛЕКТРАСIЛАВЫЯ I АКУМУЛЯТАРНЫЯ
Правiлы ўстройства i ахоўныя меры электрабяспекi. Улiк электраэнергii. Нормы прыёма-здатачных выпрабаванняў
Издание официальное
Министерство энергетики Республики Беларусь
Минск
УДК 621.31 ОГКС 27.010
Ключевые слова: электроустановки, вновь вводимые и реконструируемые, воз- душные линии электропередачи и токопроводы, распределительные устройства и подстанции напряжением до 750 кВ, электросиловые и аккумуляторные установ- ки, правила устройства, защитные меры электробезопасности, учет электроэнер- гии, нормы приемо-сдаточных испытаний
ПРЕДИСЛОВИЕ
РАЗРАБОТАН научно-исследовательским и проектным республиканским унитарным предприятием «БЕЛТЭИ» совместно с открытым акционерным обще- ством «Белэнергоремналадка», научно-исследовательским и проектно-изыска- тельским республиканским унитарным предприятием «Белэнергосетьпроект», открытым акционерным обществом «Белсельэлектросетьстрой»
УТВЕРЖДЕН постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь 18 октября 2022 г. № 30 И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 20 декабря 2022 г.
3 ВЗАМЕН ТКП 339-2011 (02230)
4 ПЕРЕИЗДАНИЕ (июль 2025 г.) с Изменением № 1, утвержденным в мае 2025 г. (ИУ ТНПА № 4-2025). Изменение вводится в действие с 1 августа 2025 г.
© Минэнерго, 2025
© Оформление. ОАО «Экономэнерго», 2025
Настоящий технический кодекс установившейся практики не может быть воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения Министерства энергетики Республики Беларусь
Издан на русском языке
СОДЕРЖАНИЕ
Область применения 2
Нормативные ссылки 2
Термины и определения, обозначения и сокращения 14
Общие правила 31
Общие положения 31
Учет электроэнергии 36
Расчетный учет электроэнергии 36
Пункты установки средств учета электроэнергии 39
Требования к средствам учета электроэнергии 42
Учет с применением измерительных трансформаторов... 43
Установка средств учета электроэнергии 47
Технический учет электроэнергии 50
Заземление и защитные меры электробезопасности 51
Общие положения 51
Общие требования 56
Меры защиты от прямого прикосновения 62
Меры защиты от прямого и косвенного прикосновений 64
Меры защиты при косвенном прикосновении 65
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно
заземленной нейтралью 73
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной
нейтралью 77
Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью 79
Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью 82
Заземляющие устройства в районах с большим
удельным сопротивлением земли 83
Заземлители 83
Заземляющие проводники 85
Главная заземляющая шина 86
Защитные проводники (РЕ-проводники) 87
Совмещенные нулевые защитные и нулевые рабочие проводники (PEN-проводники) 92
Проводники системы уравнивания потенциалов 93
Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы
уравнивания и выравнивания потенциалов 93
Переносные электроприемники 95
Передвижные электроустановки 97
Электроустановки помещений для содержания
животных 101
Нормы приемо-сдаточных испытаний 103
Общие положения 103
Общие методические указания по испытаниям электрооборудования 104
Синхронные генераторы, компенсаторы
и коллекторные возбудители 107
Машины постоянного тока (кроме возбудителей) 128
Электродвигатели переменного тока 131
Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие
реакторы (дугогасящие катушки) 137
Измерительные трансформаторы тока 146
Измерительные трансформаторы напряжения 149
Масляные и электромагнитные выключатели 151
Воздушные выключатели 159
Элегазовые выключатели 162
Вакуумные выключатели 172
Выключатели нагрузки 176
Разъединители, отделители и короткозамыкатели 177
Комплектные распределительные устройства внутренней
и наружной установки (КРУ и КРУН) 179
Комплектные токопроводы (шинопроводы) 181
Сборные и соединительные шины 184
Токоограничивающие сухие реакторы 185
Электрофильтры 186
Конденсаторы 188
Вентильные разрядники и ограничители
перенапряжений 190
Предохранители напряжением выше 1 кВ 193
Вводы и проходные изоляторы 194
Подвесные и опорные изоляторы 196
Трансформаторное масло 198
Электрические аппараты, вторичные цепи
и электропроводки напряжением до 1 кВ 212
Аккумуляторные батареи 219
Заземляющие устройства 228
Силовые кабельные линии 230
Воздушные линии электропередачи напряжением
выше 1 кВ 236
Контактные соединения проводов, грозозащитных
тросов (тросов), сборных и соединительных шин 238
Системы возбуждения синхронных генераторов
и синхронных компенсаторов 240
Резисторы заземления нейтрали 258
Токопроводы и воздушные линии электропередачи 258
Токопроводы напряжением до 35 кВ 258
Область применения 258
Общие требования 259
Токопроводы напряжением до 1 кВ 261
Токопроводы напряжением выше 1 кВ 263
Гибкие токопроводы напряжением выше 1 кВ 265
Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ 266
Область применения 266
Общие требования 266
Климатические условия 267
Провода, линейная арматура 268
Расположение проводов на опорах 274
Изоляция 275
Заземление. Защита от перенапряжений 276
Опоры 278
Габариты, пересечения и сближения 279
Пересечения, сближения, совместная подвеска ВЛ
с линиями связи и РК 282
Пересечения и сближения ВЛ с инженерными сооружениями 288
Воздушные линии электропередачи напряжением
выше 1 кВ 290
Область применения 290
Общие требования 291
Требования к проектированию ВЛ, учитывающие особенности их ремонта и технического обслуживания 294
Защита ВЛ от воздействия окружающей среды 296
Климатические условия и нагрузки 298
Провода и грозозащитные тросы 313
Расположение проводов и тросов и расстояния
между ними 322
Изоляторы и арматура 328
Защита от перенапряжений. Заземление 331
Опоры и фундаменты 338
Большие переходы 346
Подвеска волоконно-оптических линий связи на ВЛ 353
Прохождение ВЛ по ненаселенной и труднодоступной местности 356
Прохождение ВЛ по насаждениям 357
Прохождение ВЛ по населенной местности 360
Пересечение и сближение ВЛ между собой 364
Пересечение и сближение ВЛ с сооружениями связи
и сигнализации 369
Пересечение и сближение ВЛ с железными дорогами 379
Пересечение и сближение ВЛ с автомобильными дорогами 383
Пересечение, сближение или параллельное следование
ВЛ с троллейбусными и трамвайными линиями 386
Пересечение ВЛ с водными пространствами 388
Прохождение ВЛ по мостам 390
Прохождение ВЛ по плотинам и дамбам 391
Сближение ВЛ со взрыво- и пожароопасными
установками 392
Пересечение и сближение ВЛ с надземными
и наземными трубопроводами, сооружениями
транспорта нефти и газа и канатными дорогами 392
Пересечение и сближение ВЛ с подземными трубопроводами 396
Сближение ВЛ с аэродромами и вертодромами 398
Распределительные устройства и подстанции 400
Распределительные устройства напряжением до 1 кВ переменного тока и до 1,5 кВ постоянного тока 400
Область применения 400
Общие требования 400
Установка приборов и аппаратов 401
Шины, провода, кабели 403
Конструкции распределительных устройств 403
Установка распределительных устройств
в электропомещениях 404
Установка распределительных устройств
в производственных помещениях 406
Установка распределительных устройств
на открытом воздухе 406
Распределительные устройства и подстанции напряжением
выше 1 кВ 406
Область применения 406
Общие требования 407
Открытые распределительные устройства 421
Биологическая защита от воздействия электрических
и магнитных полей 436
Закрытые распределительные устройства
и подстанции 437
Внутрицеховые распределительные устройства
и трансформаторные подстанции 450
Комплектные, столбовые, мачтовые трансформаторные подстанции, сетевые секционирующие пункты
и реклоузеры 452
Защита от грозовых перенапряжений 454
Защита вращающихся электрических машин
от грозовых перенапряжений 478
Защита от внутренних перенапряжений 483
Пневматическое хозяйство 485
Масляное хозяйство 490
Установка силовых трансформаторов и реакторов 491
Аккумуляторные установки 497
Область применения 497
Электрическая часть 497
Строительная часть 501
Санитарно-техническая часть 503
Электросиловые установки 505
Генераторы и синхронные компенсаторы 505
Общие требования 505
Охлаждение и смазка 507
Системы возбуждения 512
Размещение и установка генераторов и синхронных компенсаторов 515
Электродвигатели и их коммутационные аппараты 516
Область применения 516
Общие требования 516
Выбор электродвигателей 517
Установка электродвигателей 519
Коммутационные аппараты 520
Защита асинхронных и синхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ 523
Защита электродвигателей напряжением до 1 кВ (асинхронных, синхронных и постоянного тока) 528
Приложение А (обязательное) Расстояния между проводами и между проводами и тросами по условиям пляски проводов 532
Приложение Б (обязательное) Требования к изоляции электроустановок 543
Библиография 559
VIII
ТЕХНИЧЕСКИЙ КОДЕКС УСТАНОВИВШЕЙСЯ ПРАКТИКИ
Электроустановки на напряжение до 750 кВ
ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВОЗДУШНЫЕ И ТОКОПРОВОДЫ, УСТРОЙСТВА
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ И ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ, УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ И АККУМУЛЯТОРНЫЕ
Правила устройства и защитные меры электробезопасности. Учет электроэнергии.
Нормы приемо-сдаточных испытаний
Электраўстаноўкi на напружанне да 750 кВ ЛIНII ЭЛЕКТРАПЕРАДАЧЫ ПАВЕТРАНЫЯ
I ТОКАПРАВОДЫ, УСТРОЙСТВЫ РАЗМЕРКАВАЛЬНЫЯ I ТРАНСФАРМАТАРНЫЯ ПАДСТАНЦЫI, УСТАНОЎКI ЭЛЕКТРАСIЛАВЫЯ I АКУМУЛЯТАРНЫЯ
Правiлы ўстройства i ахоўныя меры электрабяспекi.
Улiк электраэнергii. Нормы прыёма-здатачных выпрабаванняў
Electrical installations for voltages to 750 kV. Overhead power lines and bus ducts, switching and transformer substations,
electric power and battery installations. Regulations of electrical installations and protection for safety.
Electricity metering. Acceptance tests
Наименование технического кодекса (Измененная редакция, Изм. № 1)
Дата введения 2022-12-20
Издание официальное
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Настоящий технический кодекс установившейся практики (далее – технический кодекс) устанавливает правила устройства электроуста- новок с целью обеспечения надежности и безопасности их работы и распространяется на электроустановки переменного тока напря- жением до 750 кВ включительно и постоянного тока напряжением до 1500 В включительно, вновь вводимые в эксплуатацию и вводимые в эксплуатацию после реконструкции. По отношению к реконструиру- емым электроустановкам положения настоящего технического кодек- са распространяются лишь на их реконструируемую часть.
Правила настоящего технического кодекса рекомендуется при- менять для действующих электроустановок, если это повышает на- дежность электроустановки или если ее модернизация направлена на обеспечение требований безопасности.
Устройство специальных электроустановок регламентируется другими техническими нормативными правовыми актами. Отдель- ные положения настоящего технического кодекса могут применяться для таких электроустановок в той мере, в какой они по исполнению и условиям работы аналогичны электроустановкам, оговоренным в настоящем техническом кодексе.
Правила настоящего технического кодекса разработаны с учетом обязательного проведения в условиях эксплуатации технического об- служивания и ремонтов электроустановок и их электрооборудования. Раздел 1 Область применения (Измененная редакция, Изм. № 1)
НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
ТР ТС 020/2011 Электромагнитная совместимость технических средств
ТР ТС 030/2012 О требованиях к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям
ТР ЕАЭС 049/2020 О требованиях к магистральным трубопрово- дам для транспортирования жидких и газообразных углеводородов
ТКП 45-3.03-96-2008 (02250) Автомобильные дороги низших кате- горий. Правила проектирования
ТКП 181-2023 (33240) Правила технической эксплуатации электро- установок потребителей
ТКП 290-2023 (33240) Средства защиты, используемые в электро- установках. Правила применения и испытания
ТКП 385-2022 (33240) Сети электрические распределительные сельские напряжением 0,38–10 кВ. Правила технологического проек- тирования
ТКП 427-2022 (33240) Электроустановки. Правила по обеспечению безопасности при эксплуатации
ТКП 474-2013 (02300) Категорирование помещений, зданий и на- ружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности
ТКП 611-2017 (33240) Силовые кабельные линии напряжением 6–110 кВ. Нормы проектирования по прокладке кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена пероксидной сшивки
ТКП 641-2019 (33240) Линии электропередачи воздушные. Ве- тровые воздействия, гололедные нагрузки и ветровые воздействия при гололеде
СТБ 1300-2014 Технические средства организации дорожного дви- жения. Правила применения
СТБ 2096-2023 Автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии. Общие технические требования
СТБ 2574-2020 Электроэнергетика. Основные термины и опреде- ления
СТБ ИСО 12185-2007 Нефть и нефтепродукты. Определение плот- ности с использованием плотномера с осциллирующей U-образной трубкой
СТБ ГОСТ Р 50807-2003 (МЭК 755-83) Устройства защитные, управляемые дифференциальным (остаточным) током. Общие требо- вания и методы испытаний
СТБ IEC 60229-2018 Кабели электрические. Испытания наружных экструдированных оболочек, выполняющих специальную защитную функцию
СТБ IEC 60502-1-2012 Кабели силовые с экструдированной изо- ляцией и кабельная арматура на номинальное напряжение от 1 кВ (Um = 1,2 кВ) до 30 кВ (Um = 36 кВ). Часть 1. Кабели на номинальное напряжение 1 кВ (Um = 1,2 кВ) и 3 кВ (Um = 3,6 кВ)
СТБ IEC 60502-2-2018 Кабели силовые с экструдированной изоляцией и кабельная арматура на номинальное напряжение от 1 (Um = 1,2 кВ) до 30 кВ (Um = 36 кВ). Часть 2. Кабели на номиналь- ное напряжение от 6 (Um = 7,2 кВ) до 30 кВ (Um = 36 кВ)
ГОСТ IEC/TR 60755-2017 Устройства защитные, управляемые дифференциальным (остаточным) током. Общие требования
СТБ IEC 60840-2018 Кабели силовые с экструдированной изоляцией и кабельная арматура на номинальное напряжение от 30 (Um = 36 кВ) и до 150 кВ (Um = 170 кВ). Методы испытаний и требования
СТБ IEC 60811-1-3-2008 Общие методы испытаний материалов изоляции и оболочек электрических и оптических кабелей. Часть 1–3. Общее применение. Методы определения плотности. Испытания на водопоглощение. Испытание на усадку
СТБ IEC 62067-2018 Кабели силовые с экструдированной изоля- цией и их кабельная арматура на номинальное напряжение свыше 150 кВ (Um = 170 кВ) до 500 кВ (Um = 550 кВ). Методы испытаний и требования
ГОСТ 2.709-89 Единая система конструкторской документации. Обозначения условные проводов и контактных соединений электри- ческих элементов, оборудования и участков цепей в электрических схемах
ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения.
Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ 12.1.002-84 Система стандартов безопасности труда. Элек-
трические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напря- женности и требования к проведению контроля на рабочих местах
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вред- ные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.009-2017 Система стандартов безопасности труда.
Электробезопасность. Термины и определения
ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Элек- тробезопасность. Защитное заземление, зануление
ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Элек- тробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений при- косновения и токов
ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Из- делия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.1-75 Система стандартов безопасности труда. Ма- шины электрические вращающиеся. Требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности
ГОСТ 12.3.019-80 Система стандартов безопасности труда. Испы- тания и измерения электрические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.4.026-2015 Система стандартов безопасности труда. Цве- та сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначе- ние и правила применения. Общие технические требования и харак- теристики. Методы испытаний
ГОСТ 12.4.155-85 Система стандартов безопасности труда. Устрой- ство защитного отключения. Классификация. Общие технические тре- бования
ГОСТ 33-2016 Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрач- ные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости
ГОСТ 183-74 Машины электрические вращающиеся. Общие техни- ческие условия
ГОСТ 433-73 Кабели силовые с резиновой изоляцией. Технические условия
ГОСТ 609-84 Машины электрические вращающиеся. Компенсато- ры синхронные. Общие технические условия
ГОСТ 667-73 Кислота серная аккумуляторная. Технические условия ГОСТ 687-78 Выключатели переменного тока на напряжение свы-
ше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преоб- разователи и приемники электрической энергии. Номинальные напря- жения свыше 1000 В
ГОСТ 689-90 (МЭК 129-84) Разъединители и заземлители перемен- ного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 839-2019 Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия
ГОСТ 859-2014 Медь. Марки
ГОСТ 981-75 Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления
ГОСТ 982-80 Масла трансформаторные. Технические условия ГОСТ 1232-2017 Изоляторы линейные штыревые фарфоровые
и стеклянные напряжение от 1 до 35 кВ. Общие технические условия ГОСТ 1282-88 Конденсаторы для повышения коэффициента мощ-
ности. Общие технические условия
ГОСТ 1461-75 Нефть и нефтепродукты. Метод определения золь- ности
ГОСТ 1494-77 Электротехника. Буквенные обозначения основных величин
ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции
ГОСТ 1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки пере- менного тока на напряжение 3 кВ и выше. Общие методы испытаний электрической прочности изоляции
ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напря- жения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции
ГОСТ 1547-84 Масла и смазки. Метод определения наличия воды ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие техниче-
ские условия
ГОСТ 2213-79 Предохранители переменного тока на напряжение 3 кВ и выше. Общие технические условия
ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 2744-79 Арматура линейная. Правила приемки и методы ис- пытаний
ГОСТ 2917-76 Масла и присадки. Метод определения коррозион- ного воздействия на металлы
ГОСТ 2933-93 Аппараты электрические низковольтные. Методы ис- пытаний
ГОСТ 2990-78 Кабели, провода и шнуры. Методы испытания на- пряжением
ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества ГОСТ 3345-76 Кабели, провода и шнуры. Метод определения элек-
трического сопротивления изоляции
ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромаг- нитных испытаний
ГОСТ 3484.2-98 (МЭК 76-2-93)Трансформаторы силовые. Допусти- мые превышения температуры и методы испытания на нагрев
ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений ди- электрических параметров изоляции
ГОСТ 3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на механическую прочность
ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плот- ности
ГОСТ 5616-89 Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия
ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа
ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водо- растворимых кислот и щелочей
ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле
ГОСТ 6370-2018 Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы опре- деления механических примесей
ГОСТ 6490-2017 Изоляторы линейные подвесные тарельчатые.
Общие технические условия
ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний
ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия
ГОСТ 7217-87 Машины электрические вращающиеся. Двигатели асинхронные. Методы испытаний
ГОСТ 7229-76 Кабели, провода и шнуры. Метод определения элек- трического сопротивления токопроводящих жил и проводников
ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 7822-75 Масла нефтяные. Метод определения растворенной воды
ГОСТ 8008-97 Устройства переключения ответвлений обмоток трансформаторов под нагрузкой. Методы испытаний
ГОСТ 8607-82 Светильники для освещения жилых и общественных помещений. Общие технические условия
ГОСТ 8608-96 Изоляторы опорные штыревые фарфоровые на на- пряжение свыше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 9098-93 Выключатели автоматические низковольтные. Об- щие технические условия
ГОСТ 9413-78 Щитки осветительные для жилых зданий. Общие технические условия
ГОСТ 9920-89 (МЭК 694-80, МЭК 815-86) Электроустановки пере- менного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внеш- ней изоляции
ГОСТ 9984-85 Изоляторы керамические опорные на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 10121-76 Масло трансформаторное селективной очистки.
Технические условия
ГОСТ 10159-79 Машины электрические вращающиеся коллектор- ные. Методы испытаний
ГОСТ 10169-77 Машины электрические трехфазные синхронные.
Методы испытаний
ГОСТ 10434-82 Соединения контактные электрические. Классифи- кация. Общие технические требования
ГОСТ 10446-80 (ИСО 6892-84) Проволока. Метод испытания на растяжение
ГОСТ 10693-81 Вводы конденсаторные герметичные на номиналь- ные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия
ГОСТ 11362-96 (ИСО 6619-88) Нефтепродукты и смазочные матери- алы. Число нейтрализации. Метод потенциометрического титрования
ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия
ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие ме- тоды испытаний
ГОСТ 11920-93 Трансформаторы силовые масляные общего на- значения напряжением до 35 кВ включительно. Технические условия
ГОСТ 12179-76 Кабели и провода. Метод определения тангенса угла диэлектрических потерь
ГОСТ 12434-93 Аппараты коммутационные низковольтные. Общие технические условия
ГОСТ 12965-93 Трансформаторы силовые масляные общего на- значения классов напряжения 110 и 150 кВ. Технические условия
ГОСТ 13276-79 Арматура линейная. Общие технические условия ГОСТ 14693-90 Устройства комплектные распределительные
негерметизированные в металлической оболочке на напряжение до 10 кВ. Общие технические условия
ГОСТ 14694-76 Устройства комплектные распределительные в ме- таллической оболочке на напряжение до 10 кВ. Методы испытаний
ГОСТ 14695-97 Подстанции трансформаторные комплектные мощ- ностью от 25 до 2500 кВА на напряжение до 10 кВ. Общие техниче- ские условия
ГОСТ 14794-79 Реакторы токоограничивающие бетонные. Техни- ческие условия
ГОСТ 14965-80 Генераторы трехфазные синхронные мощностью свыше 100 кВт. Общие технические условия
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, усло- вия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 15543.1-89 Изделия электротехнические. Общие требова- ния в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам
ГОСТ 15581-80 Конденсаторы связи и отбора мощности для линий электропередач. Технические условия
ГОСТ 15596-82 Источники тока химические. Термины и определения ГОСТ 15597-82 Светильники для производственных зданий. Об-
щие технические условия
ГОСТ 15845-80 Изделия кабельные. Термины и определения ГОСТ 16110-82 Трансформаторы силовые. Термины и определения
ГОСТ 16357-83 Разрядники вентильные переменного тока на но-
минальные напряжения от 3,8 до 600 кВ. Общие технические условия ГОСТ 16441-78 Кабели маслонаполненные на переменное напря-
жение 110–500 кВ. Технические условия
ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продук- ции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения
ГОСТ 17216-2001 Чистота промышленная. Классы чистоты жид- костей
ГОСТ 17441-84 Соединения контактные электрические. Приемка и методы испытаний
ГОСТ 17512-82 Электрооборудование и электроустановки на напряже- ние 3 кВ и выше. Методы измерения при испытаниях высоким напряжением ГОСТ 17544-93 Трансформаторы силовые масляные общего назна-
чения классов напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. Технические условия ГОСТ 17613-80 Арматура линейная. Термины и определения
ГОСТ 17703-72 Аппараты электрические коммутационные. Основ- ные понятия. Термины и определения
ГОСТ 17717-79 Выключатели нагрузки переменного тока на напря- жение от 3 до 10 кВ. Общие технические условия
ГОСТ 18311-80 Изделия электротехнические. Термины и определе- ния основных понятий
ГОСТ 18328-97 Детали изоляционные из стекла для линейных под- весных и штыревых изоляторов. Общие технические условия
ГОСТ 18397-86 Выключатели переменного тока на номинальные напряжения 6–220 кВ для частых коммутационных операций. Общие технические условия
ГОСТ 18410-73 Кабели силовые с пропитанной бумажной изоляци- ей. Технические условия
ГОСТ 18624-73 Реакторы электрические. Термины и определения ГОСТ 18685-73 Трансформаторы тока и напряжения. Термины
и определения
ГОСТ 19121-73 Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе
ГОСТ 19296-73 Масла нефтяные. Фотоэлектроколориметрический метод определения натровой пробы
ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения ГОСТ 19880-74 Электротехника. Основные понятия. Термины
и определения
ГОСТ 20074-83 Электрооборудование и электроустановки. Метод измерения характеристик частичных разрядов
ГОСТ 20243-74 Трансформаторы силовые. Методы испытаний на стойкость при коротком замыкании
ГОСТ 20248-82 Подстанции трансформаторные комплектные мощ- ностью от 25 до 2500 кВА на напряжение до 10 кВ. Методы испытаний ГОСТ 20284-74 Нефтепродукты. Метод определения цвета на ко-
лориметре ЦНТ
ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания
ГОСТ 21023-97 Трансформаторы силовые. Методы измерений ха- рактеристик частичных разрядов при испытаниях напряжением про- мышленной частоты
ГОСТ 21515-76 Материалы диэлектрические. Термины и определения
ГОСТ 21558-2018 Системы возбуждения турбогенераторов, гидро- генераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия ГОСТ 22229-83 Изоляторы керамические проходные на напряже-
ние свыше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 22756-77 (МЭК 722-86) Трансформаторы (силовые и напря- жения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изо- ляции
ГОСТ 22782.0-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Об- щие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 23286-78 Кабели, провода и шнуры. Нормы толщин изоля- ции, оболочек и испытаний напряжением
ГОСТ 23414-84 Преобразователи электроэнергии полупроводнико- вые. Термины и определения
ГОСТ 23792-79 Соединения контактные электрические сварные.
Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 24126-97 Устройства переключения ответвлений обмоток трансформаторов под нагрузкой. Общие технические условия
ГОСТ 24291-90 Электрическая часть электростанции и электриче- ской сети. Термины и определения
ГОСТ 24753-81 Выводы контактные электротехнических устройств.
Общие технические требования
ГОСТ 26093-84 Изоляторы керамические. Методы испытаний ГОСТ 26522-85 Короткие замыкания в электроустановках. Терми-
ны и определения
ГОСТ 26772-85 Машины электрические вращающиеся. Обозначе- ния выводов и направление вращения
ГОСТ 26881-86 Аккумуляторы свинцовые стационарные. Общие технические условия
ГОСТ 27311-87 Устройства комплектные высоковольтные гермети- зированные. Параметры
ГОСТ 27471-87 Машины электрические вращающиеся. Термины и определения
ГОСТ 27661-2017 Изоляторы линейные подвесные тарельчатые.
Типы, параметры и размеры
ГОСТ 27744-88 Изоляторы. Термины и определения
ГОСТ 28114-89 (МЭК 885-2-87, МЭК 885-3-88) Кабели. Метод из-
мерения частичных разрядов
ГОСТ 28856-90 Изоляторы линейные подвесные стержневые по- лимерные. Общие технические условия
ГОСТ 28904-91 Системы управления электрофильтром. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 29280-92 (МЭК 1000-4-92) Совместимость технических средств электромагнитная. Испытания на помехоустойчивость. Об- щие положения
ГОСТ 30030-93 (МЭК 742-83) Трансформаторы разделительные и безопасные разделительные трансформаторы. Технические требо- вания
ГОСТ 30148-94 Машины электрические вращающиеся. Монтаж крупных машин. Общие требования
ГОСТ 30297-95 Трансформаторы силовые сухие. Технические тре- бования
ГОСТ 30331.1-2013 (IEC 60364-1:2005) Электроустановки низковольт- ные. Часть 1. Основные положения, оценка общих характеристик, терми- ны и определения
ГОСТ 30331.3-95 (МЭК 364-4-41-92) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от пораже- ния электрическим током
ГОСТ 30331.5-95 (МЭК 364-4-43-77) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от сверх- тока
ГОСТ 30331.9-95 (МЭК 364-4-473-77) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Применение мер защиты от сверхтоков
ГОСТ 30331.10-2001 (МЭК 364-5-54-80) Электроустановки зданий. Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 54. Заземля- ющие устройства и защитные проводники
ГОСТ 30331.11-2001 (МЭК 364-7-701-84) Электроустановки зданий. Часть 7. Требования к специальным электроустановкам. Раздел 701. Ванные и душевые помещения
ГОСТ 30331.12-2001 (МЭК 364-7-703-84) Электроустановки зданий. Часть 7. Требования к специальным электроустановкам. Раздел 703. Помещения, содержащие нагреватели для саун
ГОСТ 30331.15-2001 (МЭК 364-5-52-93) Электроустановки зданий. Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 52. Электро- проводки
ГОСТ 30458-97 Машины электрические вращающиеся. Изоляция.
Нормы и методы испытаний
ГОСТ 30531-97 Изоляторы линейные штыревые фарфоровые и стеклянные на напряжение до 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 30830-2002 (МЭК 60076-1-93) Трансформаторы силовые.
Часть 1. Общие положения
ГОСТ 31391-2020 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Метод определения кинематической вязкости и расчет ди- намической вязкости
ГОСТ 31818.11-2012 (IEC 62052-11:2003) Аппаратура для изме- рения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии
ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003) Аппаратура для измере- ния электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2
ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) Аппаратура для измере- ния электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S
ГОСТ 31946-2012 Провода самонесущие изолированные и защи- щенные для воздушных линий электропередачи. Общие технические условия
ГОСТ 31996-2012 Кабели силовые с пластмассовой изоляци- ей на номинальное напряжение 0,66; 1 и 3 кВ. Общие технические условия
ГОСТ 33110-2014 Масла электроизоляционные. Определение межфазного натяжения на границе вода-масло. Метод с применением кольца
ГОСТ 34370-2017 (ISO 527-1:2012) Пластмассы. Определение ме- ханических свойств при растяжении. Часть 1. Общие принципы
ГОСТ ИСО 4407-2006 Чистота промышленная. Определение за- грязненности жидкости методом счета частиц с помощью оптического микроскопа
ГОСТ МЭК 60173-2002=СТБ МЭК 60173-2001 Расцветка жил гиб-
ких кабелей и шнуров
ГОСТ IEC 60034-1-2014 Машины электрические вращающиеся. Часть 1. Номинальные значения параметров и эксплуатационные ха- рактеристики
ГОСТ IEC 60034-3-2015 Машины электрические вращающиеся. Часть 3. Специальные требования для синхронных генераторов, при- водимых паровыми турбинами и турбинами на сжатом газе
ГОСТ IEC 60034-14-2014 Машины электрические вращающиеся. Часть 14. Механическая вибрация некоторых видов машин с высо- тами вала 56 мм и более. Измерения, оценка и пределы жесткости вибраций
ГОСТ IEC 60183-2018 Руководство по выбору высоковольтных ка- бельных систем переменного тока
ГОСТ IEC 60628-2014 Жидкости изоляционные. Определение га- зостойкости под действием электрического напряжения и ионизации
ГОСТ IEC 60475-2014 Жидкости изоляционные. Отбор проб
ГОСТ IEC 60666-2014 Масла изоляционные нефтяные. Обнаруже- ние и определение установленных присадок
ГОСТ IEC 60814-2014 Жидкости изоляционные. Бумага и прессо- ванный картон, пропитанные маслом. Определение содержания воды автоматическим кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру
ГОСТ IEC 60998-2-1-2013 Соединительные устройства для низко- вольтных цепей бытового и аналогичного назначения. Часть 2-1. До- полнительные требования к соединительным устройствам с резьбо- выми зажимами, используемыми в качестве отдельных узлов
ГОСТ IEC 60998-2-2-2013 Соединительные устройства для низко- вольтных цепей бытового и аналогичного назначения. Часть 2-2. До- полнительные требования к соединительным устройствам с безвинто- выми зажимами, используемыми в качестве отдельных узлов
ГОСТ IEC 61125-2014 Жидкости изоляционные неиспользованные на основе углеводородов. Методы определения стойкости к окислению ГОСТ IEC 61198-2014 Масла изоляционные нефтяные. Методы
определения 2-фурфурола и родственных соединений
ГОСТ IEC 61439-1-2013 Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 1. Общие требования
ГОСТ IEC 61619-2014 Жидкости изоляционные. Определение за- грязнения полихлорированными бифенилами (РСВ) методом газовой хроматографии на капиллярной колонке
ГОСТ IEC/TR 60755-2017 Устройства защитные, управляемые дифференциальным (остаточным) током. Общие требования
ГОСТ IEC/TR 61912-2-2013 Низковольтная коммутационная аппа- ратура и аппаратура управления. Устройства защиты от сверхтоков. Часть 2. Селективность в условиях сверхтоков
ГОСТ ISO 8754-2013 Нефтепродукты. Определение содержания серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спек- трометрии
ГОСТ ISO 2719-2017 Нефтепродукты и другие жидкости. Методы определения температуры вспышки в приборе Мартенса – Пенского с закрытым тиглем
ГОСТ ISO 3675-2014 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабо- раторный метод определения плотности с использованием ареометра ГОСТ ISO 14596-2016 Нефтепродукты. Определение содержания серы методом рентгенофлуоресцентной спектрометрии с дисперсией
по длине волны.
Примечание – При пользовании настоящим техническим кодексом целе- сообразно проверить действие ссылочных документов на официальном сайте Национального фонда технических нормативных правовых актов в глобальной компьютерной сети Интернет.
Если ссылочные документы заменены (изменены), то при пользовании на- стоящим техническим кодексом следует руководствоваться действующими взамен документами. Если ссылочные документы отменены без замены, то положение, в котором дана ссылка на них, применяется в части, не за- трагивающей эту ссылку.
Раздел 2 Нормативные ссылки (Изменная редакция, Изм. № 1)
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
В настоящем техническом кодексе применяют термины, установ- ленные ТКП 385, ТКП 427, СТБ 2574, СТБ 2096, [1], ГОСТ 31818.11,
ГОСТ 12.1.009, ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 16504, ГОСТ 18311, ГОСТ 19431,
ГОСТ 24291, ГОСТ 27744, ГОСТ 30331.1, а также следующие термины с соответствующими определениями:
арматура линейная на воздушной линии электропередачи напряжением до 1 кВ: Устройство, предназначенное для подвеши- вания и крепления неизолированных и самонесущих изолированных проводов к опорам воздушной линии электропередачи, соединения, ответвления, натяжения, поддержания и фиксации проводов, а также установки штыревых изоляторов и крепления на них неизолирован- ных проводов.
большие переходы: Пересечения судоходных участков рек, каналов, озер и водохранилищ, на которых устанавливаются опоры высотой 50 м и более, а также пересечения ущелий, оврагов, водных пространств и других препятствий с пролетом пересечения более 700 м независимо от высоты опор воздушной линии электропередачи.
вибрация проводов [тросов]: Периодические колебания про- вода [троса] в пролете с частотой от 3 до 150 Гц, происходящие в вер- тикальной плоскости при ветре и образующие стоячие волны с раз- махом (двойной амплитудой), который может превышать диаметр провода [троса].
воздушная линия электропередачи напряжением до 1 кВ: Открытая электроустановка, состоящая из неизолированных или са- монесущих изолированных проводов, изолирующих элементов, ли- нейной арматуры и несущих конструкций (опор, инженерных со- оружений и т.д.) и предназначенная для передачи и распределения электроэнергии.
Примечание – Электрическая изоляция и механическое крепление с по- мощью линейной арматуры неизолированных проводов воздушной линии электропередачи осуществляется на изоляторах.
водоснабжение горячее: Обеспечение горячей водой по- средством использования системы, комплекса устройств, предна- значенных для подогрева водопроводной воды питьевого качества, в целях удовлетворения санитарно-гигиенических и хозяйственных потребностей.
воздушная линия электропередачи самонесущими изоли- рованными проводами напряжением до 1 кВ; ВЛИ: Устройство, предназначенное для передачи электроэнергии по изолированным, скрученным в жгут проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи линейной арматуры к опорам и узлов крепления, крюков, кронштейнов к стенам зданий и сооружений. Уча- сток проводов от распределительного устройства трансформаторной подстанции до опоры относится к ВЛИ.
выключатель-разъединитель; разъединяющий выключа- тель; выключатель DCB: Контактный коммутационный аппарат 35–330 кВ, совмещающий в себе функции выключателя и разъедини- теля без видимого разрыва, способный обеспечивать в отключенном положении изоляционный промежуток, удовлетворяющий нормиро- ванным требованиям к разъединителям, имеющий надежный механи- ческий указатель гарантированного положения контактов и приспосо- бление для запирания замком в отключенном положении [2].
Примечание – Функции выключателя – это способность включать, прово- дить и отключать токи при нормальных условиях в цепи; включать, прово- дить в течение нормированного времени и отключать токи при нормирован- ных анормальных условиях в цепи, таких как короткое замыкание.
выравнивание потенциалов: Снижение разности потенциа- лов (шагового напряжения) на поверхности земли или пола при помо- щи защитных проводников, проложенных в земле, в полу или на их по- верхности и присоединенных к заземляющему устройству, или путем применения специальных покрытий земли.
главная заземляющая шина: Шина, являющаяся частью заземляющего устройства электроустановки напряжением до 1 кВ и предназначенная для присоединения нескольких проводников с це- лью заземления и уравнивания потенциалов.
главный распределительный щит; ГРЩ: Распределитель- ный щит, через который снабжается электроэнергией все здание или его обособленная часть. Роль ГРЩ может выполнять ВРУ или щит низкого напряжения подстанции.
жила самонесущего изолированного провода вспомога- тельная: Изолированная токопроводящая жила в составе многожиль- ного самонесущего изолированного провода для подключения цепей наружного освещения и контроля.
жила самонесущего изолированного провода нулевая не- сущая: Изолированная или неизолированная токопроводящая жила из алюминиевого сплава, выполняющая функцию несущего элемента и нулевого рабочего (N) и (или) нулевого защитного (РЕ) проводника.
Примечание – Допускается в качестве нулевой несущей жилы использова- ние сталеалюминевого провода.
жила самонесущего изолированного провода основная: Изолированная токопроводящая жила, предназначенная для выпол- нения основной функции самонесущего изолированного провода.
Примечание – Несущим элементом самонесущего изолированного прово- да может быть жгут из основных жил одинакового сечения.
жила самонесущего изолированного провода уплотнен- ная: Многопроволочная жила, обжатая для уменьшения ее размеров и зазоров между проволоками.
заземление: Преднамеренное электрическое соединение ка- кой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляю- щим устройством.
заземление защитное: Заземление, выполняемое в целях электробезопасности.
заземление функциональное [рабочее, технологическое]: Заземление точки или точек системы, или установки, или оборудова- ния в целях, отличных от целей электробезопасности.
замыкание на землю: Случайный электрический контакт меж- ду токоведущими частями, находящимися под напряжением, и землей или c конструктивными частями, не изолированными от земли.
защитное автоматическое отключение питания: Автомати- ческое размыкание цепи одного или нескольких фазных проводников (и, если требуется, нулевого рабочего проводника), выполняемое в це- лях электробезопасности.
защитное зануление в электроустановках напряжением до 1 кВ: Преднамеренное соединение открытых проводящих частей с заземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с заземленным выводом источника однофазного
тока, с заземленной точкой источника в сетях постоянного тока, вы- полняемое в целях электробезопасности.
защитное электрическое разделение цепей: Отделение од- ной электрической цепи от других цепей в электроустановках напря- жением до 1 кВ с помощью:
двойной изоляции;
основной изоляции и защитного экрана;
усиленной изоляции;
разделительного трансформатора.
защитный проводник уравнивания потенциалов: Защит- ный проводник, предназначенный для выполнения защитного уравни- вания потенциалов.
защитный экран: Проводящий экран, предназначенный для отделения электрической цепи и/или проводников от токоведущих частей других цепей.
здание вспомогательного назначения; ЗВН: Здание, со- стоящее из помещений, необходимых для организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования под- станций.
зона нулевого потенциала; относительная земля: Уча- сток земли, находящийся вне зоны влияния какого-либо заземлителя, электрический потенциал этого участка принимается равным нулю.
зона растекания; локальная земля: Участок земли между заземлителем и зоной нулевого потенциала.
измерение: Определение значения физической величины опытным путем с помощью технических средств, имеющих нормиро- ванные метрологические свойства.
изоляция двойная: Изоляция в электроустановках, состоя- щая из основной и дополнительной изоляций.
изоляция дополнительная: Независимая изоляция в элек- троустановках напряжением до 1 кВ, выполняемая дополнительно к основной изоляции для защиты при косвенном прикосновении.
изоляция основная: Изоляция токоведущих частей, обеспе- чивающая в том числе защиту от прямого прикосновения.
изоляция рабочая самонесущего изолированного прово- да: Электрическая изоляция токопроводящих жил, обеспечивающая нормальную работу ВЛИ (3.6) и защиту от поражения электрическим током.
изоляция усиленная: Изоляция в электроустановках, обеспе- чивающая степень защиты от поражения электрическим током, равно- ценную двойной изоляции.
искусственный заземлитель: Заземлитель, специально вы- полняемый для целей заземления.
исправное состояние: Состояние электрооборудования, при котором оно соответствует всем требованиям конструкторской до- кументации и технических нормативных правовых актов.
кабельный канал: Кабельное сооружение, закрытое и за- глубленное (частично или полностью) в грунт, пол, перекрытие и т.п., укладку, осмотр и ремонт кабелей и оборудования которого возмож- но проводить лишь при снятом перекрытии. Высота кабельного кана- ла определяется с учетом габаритов располагаемого оборудования и коммуникаций и условий их эксплуатации.
кабельный канал полупроходной: Кабельный канал высо- той в свету 1,5 м, но не более 1,8 м.
кабельный канал проходной: Кабельный канал высотой в свету 1,8 м и более.
кабель нагревательный: Кабельное изделие, предназначен- ное для преобразования электрической энергии в тепловую в целях нагрева [3].
кабельное (техническое) подполье: Кабельный (техниче- ский) этаж, расположенный в нижней части здания, ограниченный по- лом и перекрытием или покрытием, с высотой и шириной продольных проходов согласно [4].
кабельный (технический) этаж: Кабельное сооружение, предназначенное для размещения кабелей, кабельных муфт и обо- рудования, предназначенного для обеспечения нормальной работы кабельных линий.
камера: Помещение, предназначенное для установки аппара- тов, трансформаторов и шин.
камера закрытая: Камера, закрытая со всех сторон и имею- щая сплошные (не сетчатые) двери.
камера взрывная: Закрытая камера, предназначенная для локализации возможных аварийных последствий при поврежде- нии установленных в ней аппаратов.
камера огражденная: Камера, которая имеет проемы, защи- щенные полностью или частично несплошными (сетчатыми или сме- шанными) ограждениями.
квалифицированный обслуживающий персонал: Специ- ально подготовленные работники, прошедшие проверку знаний в объ- еме, обязательном для данной работы (должности), и имеющие груп- пу по электробезопасности, предусмотренную в ТКП 427.
класс напряжения электрооборудования: Номинальное напряжение электроустановки, для работы в которой предназначено данное электрооборудование.
косвенное прикосновение: Электрический контакт людей или животных с открытыми проводящими частями электроустановки, оказавшимися под напряжением при повреждении изоляции.
коэффициент замыкания на землю в трехфазной электри- ческой сети: Отношение разности потенциалов между неповрежден- ной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух дру- гих фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.
коридор обслуживания: Коридор вдоль камер или шкафов комплектного распределительного устройства, предназначенный для обслуживания аппаратов и шин.
магистраль воздушной линии электропередачи: Участок воздушной линии электропередачи с неизменным сечением фазных проводов начиная от трансформаторной подстанции, к которому могут быть присоединены линейные ответвления или ответвления к вводу в здания и сооружения.
местность населенная: Земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития по генплану, земли при- родоохранного, оздоровительного, рекреационного, историко-культур- ного назначения вокруг городов и других населенных пунктов в преде- лах черты этих пунктов, а также земли садоводческих товариществ, дачных кооперативов, включая населенную сельскую местность по ТКП 385.
местность ненаселенная: Земли, за исключением населен- ной и труднодоступной местности; незастроенная местность, посе- щаемая людьми, доступная для транспорта и сельскохозяйственных машин; местность с отдельными редко стоящими строениями и вре- менными сооружениями, включая ненаселенную сельскую местность согласно ТКП 385.
местность труднодоступная: Местность, недоступная для транспорта и сельскохозяйственных машин.
Примечание – К труднодоступной местности относят труднопроходимые болота, местность с большим количеством оврагов и балок, поймы рек с множеством рукавов, проток, стариц, лес с густым подлеском, густую ку- старниковую растительность.
напряжение испытательное выпрямленное: Амплитудное значение выпрямленного напряжения, прикладываемого к электро-
оборудованию в течение заданного времени при определенных усло- виях испытания.
напряжение испытательное частотой 50 Гц: Действующее значение напряжения переменного тока, которое должна выдержи- вать в течение заданного времени внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определенных условиях испытания.
напряжение на заземляющем устройстве: Напряжение, возникающее при стекании тока с заземлителя в землю между точкой ввода тока в заземлитель и зоной нулевого потенциала.
напряжение переменного тока: Действующее значение на- пряжения.
напряжение постоянного тока: Напряжение постоянного тока или напряжение выпрямленного тока с содержанием пульсаций не более 10 % от действующего значения.
ненормированная измеряемая величина: Величина, абсо- лютное значение которой не регламентировано техническими норма- тивными правовыми актами.
Примечание – Оценка состояния оборудования в этом случае проводится путем сопоставления с данными аналогичных измерений на однотипном оборудовании, имеющем заведомо хорошие характеристики, или с резуль- татами испытаний, проведенных изготовителем.
ответвление от воздушной линии электропередачи к вво- ду: Участок линии электропередачи от опоры магистрали или линей- ного ответвления до зажима (изолятора ввода).
ответвление от воздушной линии электропередачи ли- нейное: Участок линии, присоединенный к магистрали воздушной линии электропередачи непосредственно или через другие линейные ответвления и имеющий, как правило, сечение, меньшее сечения ма- гистрали.
Примечание – По линейному ответвлению энергия передается одному или нескольким потребителям. Направления линейных ответвлений мо- гут быть произвольными, в том числе и вдоль магистрали. Участки линий на дополнительных опорах относятся к линейным ответвлениям.
охранная зона воздушных линий электропередачи: Терри- тории и воздушное пространство вдоль линии электропередачи, вклю- чая ответвления от питающей линии электропередачи напряжением до 1 кВ к зданию или сооружению, непосредственно прилегающие к электрической сети и ограниченные параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по горизонтали по обе стороны от крайних
проводов или самонесущего кабеля, при неотклоненном их положе- нии, на соответствующее расстояние S.
Примечания
Для воздушных линий электропередачи с неизолированными провода- ми S соcтавляет:
до 1 кВ включ. – 2 м; св. 1 кВ до 20 кВ – 10 м;
от 20 кВ до 35 кВ включ. – 15 м;
110 кВ – 20 м;
220 кВ – 25 м;
330 кВ – 30 м;
750 кВ – 40 м.
Для воздушных линий электропередачи с самонесущими изолированными напряжением до 1 кВ проводами (ВЛИ) S = 1 м.
Для воздушных линий электропередачи с покрытыми (ВЛП) и защищен- ными (ВЛЗ) проводами S составляет:
от 6 кВ до 20 кВ – 5 м; от 20 кВ до 35 кВ включ. – 10 м;
110 кВ – 12 м.
Для воздушных линий электропередачи с самонесущим кабелем до 35 кВ S = 1 м.
Для воздушных линий электропередачи, расположенных на пересечениях с поверхностными водными объектами, охранную зону образует воздушное и водное (водная поверхность) пространство вдоль линии электропереда- чи, непосредственно прилегающее к линии электропередачи и ограничен- ное параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по горизон- тали по обе стороны от крайних проводов или самонесущего кабеля (при неотклоненном их положении) для судоходных поверхностных водных объ- ектов, S = 100 м; для несудоходных поверхностных водных объектов, а так- же оврагов – на расстоянии, предусмотренном для установления охранных зон вдоль воздушной линии электропередачи, расположенной на земле.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
пляска проводов [тросов]: Устойчивые периодические низ- кочастотные (0,2–2 Гц) колебания провода [троса] в пролете с одно- сторонним или асимметричным отложением гололеда, мокрого снега, изморози или смеси, вызываемые ветром скоростью 3–25 м/с и об- разующие стоячие волны (иногда в сочетании с бегущими) с числом полуволн от одной до двадцати и амплитудой 0,3–5 м.
подстанция внутрицеховая [внутрицеховое распредели- тельное устройство]: Подстанция [распределительное устройство], расположенная внутри цеха открыто (без ограждения), за сетчатым ограждением, в отдельном помещении.
подстанция встроенная [встроенное распределительное устройство]: Подстанция [распределительное устройство], вписан- ная в контур основного здания, оборудование которой расположено в здании.
подстанция пристроенная [пристроенное распредели- тельное устройство]: Подстанция [распределительное устройство], непосредственно примыкающая к основному зданию электростанции, промышленного предприятия, к жилому или общественному зданию.
подстанция трансформаторная мачтовая; МТП: Открытая трансформаторная подстанция, все оборудование которой установ- лено на конструкциях (в том числе на двух и более стойках опор ВЛ) с площадкой обслуживания на высоте, не требующей ограждения под- станции.
подстанция трансформаторная столбовая; СТП: Открытая трансформаторная подстанция, все оборудование которой установле- но на одностоечной опоре ВЛ на высоте, не требующей ограждения подстанции.
помещения без повышенной опасности: Помещения, в ко- торых отсутствуют условия, описанные в 3.74 и 3.78, создающие по- вышенную или особую опасность поражения людей электрическим током.
помещения влажные: Помещения, в которых относительная влажность воздуха более 60 %, но не превышает 75 %.
помещения жаркие: Помещения, в которых под воздействи- ем различных тепловых излучений температура превышает постоян- но или периодически (более одних суток) плюс 35 °С.
Примечание – К таким помещениям относят, например, помещения с су- шилками, обжигательными печами, котельные.
помещения непроводящие [изолирующие]; зоны, пло- щадки: Помещения, зоны, площадки, в которых (на которых) защита при косвенном прикосновении обеспечивается высоким сопротивле- нием пола и стен и в которых отсутствуют заземленные проводящие части.
помещения, опасные с точки зрения поражения людей электрическим током: Помещения с повышенной опасностью (3.78), особо опасные помещения (3.74), территория открытых электроуста- новок, которая приравнивается к особо опасным помещениям.
помещения особо опасные: Помещения, характеризующие- ся наличием одного из следующих условий, создающих особую опас- ность поражения людей электрическим током:
особо сырые;
с химически активной или органической средой;
одновременно с двумя или более условиями повышенной опас- ности.
помещения особо сырые: Помещения, в которых относи- тельная влажность воздуха близка к 100 %: покрытые влагой потолок, стены, пол и другие предметы, находящиеся в помещении.
помещения пыльные: Помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль, которая может осе- дать на токоведущих частях, проникать внутрь машин, аппаратов и т.п.
Примечание – Пыльные помещения разделяются на помещения с токопро- водящей пылью и помещения с нетокопроводящей пылью.
помещения с нормальной средой: Сухие помещения (3.79), в которых отсутствуют условия, указанные для жарких помещений (3.71), пыльных помещений (3.76) и помещений с химически активной или органической средой (3.81).
помещения с повышенной опасностью: Помещения, харак- теризующиеся наличием в них одного из следующих условий, создаю- щих повышенную опасность поражения людей электрическим током:
высокая температура;
сырость или токопроводящая пыль;
токопроводящие полы (металлические, земляные, железобетон- ные, кирпичные и т.п.);
возможность одновременного прикосновения человека к ме- таллоконструкциям зданий, имеющим соединение с землей, техно- логическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к ме- таллическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям) – с другой.
помещения сухие: Помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60 %.
помещения сырые: Помещения, в которых относительная влажность воздуха превышает 75 %.
помещения с химически активной или органической сре- дой: Помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие ча- сти электрооборудования.
помещение электрощитовое: Помещение, доступное толь- ко для квалифицированного обслуживающего персонала, в котором
устанавливаются ВУ (3.115), ВРУ (3.116), ГРЩ (3.10) и другие распре- делительные устройства.
предельно допустимое значение параметра: Наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работо- способное электрооборудование.
пролет воздушной линии электропередачи: Участок воз- душной линии электропередачи между двумя опорами или конструк- циями, заменяющими опоры.
Примечание – Длина пролета – горизонтальная проекция этого участка воз- душной линии электропередачи.
пролет анкерный: Участок воздушной линии электропереда- чи между двумя ближайшими анкерными опорами.
пролет весовой, lвес, м: Длина участка воздушной линии элек- тропередачи, вес проводов (грозозащитных тросов) которого воспри- нимается промежуточной опорой.
пролет ветровой, lветр, м: Длина участка воздушной линии электропередачи, с которого давление ветра на провода воспринима- ется опорой.
пролет габаритный, lгаб, м: Пролет воздушной линии электро- передачи, длина которого определяется нормированным вертикаль- ным расстоянием от проводов до поверхности земли.
разделительный трансформатор: Трансформатор, пер- вичная обмотка которого отделена от вторичных обмоток двойной или усиленной изоляцией.
район индивидуальной жилой застройки: Часть территории населенного пункта, которая согласно проектам детального планиро- вания, разработанным на основе утвержденных генеральных планов данного населенного пункта, отведена под возведение установленно- го количества жилых домов (квартир) и обеспечивается соответству- ющими объектами инженерной и транспортной инфраструктуры.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
реклоузер: Устройство, установленное на несущих конструк- циях (как правило, железобетонных или металлических стойках) и предназначенное для коммутации, пропускания, автоматического отключения и повторного включения цепи переменного тока без види- мого разрыва цепи коммутации по предварительно заданной последо- вательности циклов отключения и включения с последующим возвра- том функции АПВ в исходное состояние, сохранением включенного положения или блокировкой в отключенном состоянии.
ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделия и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.
ресурс: Наработка электрооборудования от начала его экс- плуатации или его восстановления после ремонта до перехода в со- стояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или не- целесообразна.
самонесущий изолированный провод; СИП: Скрученный в жгут двухжильный или многожильный провод для ВЛИ, содержащий изолированные жилы и несущий элемент, предназначенный для кре- пления и подвески провода.
Примечание – Механическая нагрузка СИП должна восприниматься несу- щим элементом.
секционирующий пункт: Пункт, предназначенный для сек- ционирования (с автоматическим или ручным управлением) участка линий 6–110 кВ.
система SCADA [диспетчерское управление и сбор дан- ных]: Программный пакет, предназначенный для разработки и обе- спечения работы в реальном времени систем управления, сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга или управления.
совмещенные нулевой защитный и нулевой рабочий про- водники, PEN-проводник: Проводники в электроустановках напря- жением до 1 кВ, совмещающие функции нулевого защитного и нуле- вого рабочего проводников.
сопротивление заземляющего устройства: Отношение на- пряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземли- теля в землю.
старение самонесущего изолированного провода: Про- цесс накопления необратимых изменений в изоляции самонесущего изолированного провода в результате воздействия одного или со- вокупности эксплуатационных факторов, приводящих к ухудшению свойств изоляции или ее отказу.
стесненные условия: Условия, работа в которых ведет к снижению производительности труда, существенному затруднению эксплуатации машин и механизмов и требует повышенных мер без- опасности.
Примечание – К таким условиям относится работа в действующих подстан- циях, охранных зонах линий электропередачи и связи, эксплуатируемых
зданиях и сооружениях, производстве земляных работ вблизи подземных коммуникаций, наземных строений и предметов (деревьев, сооружений и т.д.).
стрела провеса провода, f, м: Расстояние по вертикали от прямой, соединяющей точки крепления провода, до провода в точке его наибольшего провеса.
стрела провеса проводa габаритная, fгаб, м: Наибольшая стрела провеса провода в габаритном пролете.
строительная длина воздушной линии электропередачи [ВЛИ]: Магистраль воздушной линии электропередачи [ВЛИ], вклю- чая участок проводов от распредустройства 0,4 кВ трансформатор- ной подстанции до первой опоры воздушной линии электропередачи [ВЛИ] («нулевой пролет») и линейные ответвления от воздушной ли- нии электропередачи [ВЛИ].
счетчик статический (электронный); СЭ: Счетчик, в кото- ром ток и напряжение воздействуют на твердотельные (электронные) элементы для создания на выходе импульсов, число которых пропор- ционально измеряемой энергии.
счетчик электрической энергии [мощности] с расщеплен- ной архитектурой [сплит-счетчик]: Интегрирующий по времени при- бор [счетчик], предназначенный для измерения количества активной и (или) реактивной электрической энергии [мощности], имеющий кон- структивно расщепленные измерительную часть и устройство отобра- жения [5].
счетчик электромеханический: Счетчик, в котором токи, протекающие в неподвижных катушках, взаимодействуют с токами, индуцируемыми в подвижном элементе, что приводит его в движение, при котором число оборотов пропорционально измеряемой энергии согласно ГОСТ 31818.11.
счетчик электронный цифровой; ЦСЭ: Счетчик, в который значения токов и напряжений поступают в цифровой форме согласно протоколу [6].
техническое обслуживание: Комплекс операций или опе- рация по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспор- тировании.
техническое переоснащение воздушной линии электро- передачи: Комплекс работ на действующих объектах электрических сетей – линиях электропередачи, направленный на повышение их технического уровня, улучшение технико-экономических показателей объекта и состоящий в замене морально и физически устаревших
линейной арматуры, проводов и конструкций новыми, более совер- шенными, включая организацию волоконно-оптической линии свя- зи на воздушной линии электропередачи, при сохранении основных строительных решений.
Примечание – Комплекс работ по техническому переоснащению прово- дится в соответствии с требованиями нормативных документов и ТНПА, которые действовали на момент проектирования и возведения ВЛ, если, несмотря на их несоответствие нормам, действующим на момент выполне- ния технического переоснащения, они удовлетворяют требованиям правил техники безопасности и технической эксплуатации, и в процессе эксплуата- ции отсутствовали отказы ВЛ по причине этого несоответствия.
токопровод: Устройство, предназначенное для передачи и распределения электроэнергии, состоящее из неизолированных или изолированных проводников и относящихся к ним изоляторов, защитных оболочек, ответвительных устройств, поддерживающих и опорных конструкций.
токопровод протяженный: Токопровод напряжением выше 1 кВ, выходящий за пределы одной электроустановки.
трасса воздушной линии электропередачи в стесненных условиях: Участки трассы воздушной линии электропередачи, про- ходящие по территориям, насыщенным надземными и (или) подзем- ными коммуникациями, сооружениями, строениями, городским тер- риториям, лесонасаждениям, на которых исключается независимое (без учета взаимного влияния) расположение сооружаемых объектов, а размещение их на другой территории не может быть экономически обосновано.
тросовое крепление: Устройство для прикрепления грозо- защитных тросов к опоре.
Примечание – Если в состав тросового крепления входит один или не- сколько изоляторов, то оно называется изолированным.
уравнивание потенциалов: Электрическое соединение проводящих частей для достижения равенства их потенциалов. За- щитное уравнивание потенциалов – уравнивание потенциалов, вы- полняемое в целях электробезопасности.
устройство вводное; ВУ: Совокупность конструкций, аппа- ратов и приборов, устанавливаемых на вводе питающей линии в зда- ние или в его обособленную часть.
устройство вводно-распределительное; ВРУ: Вводное устройство, включающее в себя также аппараты и приборы отходя- щих линий.
устройство сопряжения с шиной; УСШ: Блок сопряжения, который принимает множество аналоговых сигналов от трансформа- торов тока/напряжения и дискретных входов и производит множество синхронизированных по времени последовательных однонаправлен- ных многоточечных цифровых выводов «точка-точка», обеспечивая передачу данных через логические интерфейсы.
установка распределенного электрообогрева: Совокуп- ность функционально связанных между собой электронагреватель- ных секций различного типа (кабельных, пленочных, пластинчатых), электроустановочных изделий общего назначения, кабельных линий и электропроводок для внешних соединений электронагревательных элементов со шкафом управления или блоком питания, а также меха- нических крепежных и защитных элементов.
цифровая подстанция: Подстанция, оборудованная ком- плексом цифровых устройств (терминалов) для решения задач ре- лейной защиты и автоматики (РЗА) и АСУ ТП, регистрации аварийных событий (РАС), учета и контроля качества электроэнергии, телемеха- ники на основе использования архитектуры и технологий по [7].
шина процесса: Коммуникационная сеть, обеспечивающая обмен данными между измерительными устройствами и устройствами уровня присоединения [6].
эквивалентное удельное сопротивление земли с неод- нородной структурой: Удельное электрическое сопротивление зем- ли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной струк- турой.
Примечание – Термин «удельное сопротивление», используемый в 4.3 для земли с неоднородной структурой, следует понимать как эквивалентное удельное сопротивление.
электрическая сеть с эффективно заземленной нейтра- лью: Трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ, в кото- рой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.
электрический аппарат: Электротехническое устрой- ство, предназначенное для изменения, регулирования, измерения и контроля электрических и неэлектрических параметров различных устройств, машин, механизмов и др., а также для их защиты от пере- грузок при недопустимых или аварийных режимах работы.
электронный трансформатор напряжения; ЭТН: Оптиче- ский измерительный трансформатор напряжения, в котором вторич- ное напряжение при рабочих условиях пропорционально первичному и отличается от него углом фазового сдвига, приблизительно равным нулю при соответствующем направлении соединений.
электронный трансформатор тока; ЭТТ: Оптический из- мерительный трансформатор тока, в котором при рабочих условиях применения вторичный ток практически пропорционален первичному току и отличается от него углом фазового сдвига, который приблизи- тельно равен нулю для соответствующего направления соединений.
электрооборудование с нормальной изоляцией: Элек- трооборудование, предназначенное для применения в электро- установках, подверженных действию атмосферных перенапряжений, при обычных мерах по грозозащите.
электрооборудование с облегченной изоляцией: Элек- трооборудование, предназначенное для применения лишь в электро- установках, не подверженных действию атмосферных перенапряже- ний, или при специальных мерах по грозозащите, ограничивающих амплитуду атмосферных перенапряжений до значений, не превыша- ющих амплитуду одноминутного испытательного напряжения часто- той 50 Гц.
электропомещения: Помещения или отгороженные (напри- мер, сетками) части помещения, в которых расположено электрообо- рудование, доступное только для квалифицированного обслуживаю- щего персонала.
электроустановки закрытые или внутренние: Электро- установки, размещенные внутри здания, защищающего их от атмо- сферных воздействий.
электроустановки открытые или наружные: Электроуста- новки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий.
Примечание – Электроустановки, защищенные только навесами, сетчаты- ми и другими ограждениями, рассматриваются как наружные.
, 3.132 (Исключены, Изм. № 1)
В настоящем техническом кодексе применяются следующие со- кращения:
АБ – аккумуляторная батарея;
АВР – автоматическое включение резерва;
АПВ – автоматическое повторное включение;
АРВ – автоматический регулятор возбуждения;
АСКУЭ – автоматизированная система контроля и учета электро- энергии;
АУВП – автоматическая установка водяного пожаротушения;
БАО – блок аварийного освещения;
БКТП – блочная комплектная трансформаторная подстанция;
БКТПБ – блочная комплектная трансформаторная подстанция в бетонной оболочке;
БСВ – система бесщеточного возбуждения;
ВЛ – воздушная линия электропередачи;
ВЛП – воздушная линия электропередачи свыше 1 кВ, выполнен- ная проводами, покрытыми защитной изолирующей оболочкой (по- крытыми проводами);
ВОЛС-ВЛ – волоконно-оптическая линия связи на воздушной ли- нии электропередачи;
ВТ – выпрямительный трансформатор;
ВЭЖХ – высокоэффективная жидкостная хроматография;
ГТС – городская телефонная связь; ГЩУ – главный щит управления; ИП – искровой промежуток;
КЗ – короткое замыкание;
КЛ – кабельная линия;
КТП – комплектная трансформаторная подстанция наружной уста- новки;
КТПБ – комплектная трансформаторная подстанция в бетонной оболочке;
ЛСТС – линия сельской телефонной связи;
МП – магнитное поле;
МТС – междугородняя телефонная связь;
НКУ – низковольтное комплектное устройство;
ОК – оптический кабель;
ОКГТ – оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос;
ОКНН – оптический кабель неметаллический, прикрепляемый или навиваемый на грозозащитный трос или фазный провод;
ОКСН – оптический кабель самонесущий неметаллический; ОКФП – оптический кабель, встроенный в фазный провод; ОПН – ограничитель перенапряжения нелинейный;
ОПУ – общеподстанционный пункт управления;
ППТ – потребитель постоянного тока;
ПС – подстанция (электрическая);
ПТ – последовательный трансформатор;
РВ – разрядник вентильный;
РЗА – релейная защита и автоматика;
РП – распределительный пункт;
РРВ – резервный регулятор возбуждения;
РТ – разрядник трубчатый;
РУ – распределительное устройство;
РЩ – распределительный щит;
СВ – система возбуждения;
СНН – сверхнизкое напряжение;
ССП – сетевой секционирующий пункт;
СТН – система тиристорного независимого возбуждения;
СТС – система тиристорного самовозбуждения;
СТС-Р – система тиристорного самовозбуждения резервных воз- будителей;
СУВ – система управления возбуждением;
СУТ – система управления тиристорами;
ТНПА – технический нормативный правовой акт;
УГП – устройство гашения поля;
УЗО – устройство защитного отключения, управляемое дифферен- циальным током;
УЗИП – устройство защиты от импульсных перенапряжений;
УСПД – устройство сбора и передачи данных;
УСШ – устройство сопряжения шин;
ЭМК – система с электромашинным коллекторным возбудителем;
ЭП – электрическое поле.
Раздел 3 Термины и определения, обозначения и сокращения (Измененная редакция, Изм. № 1)
ОБЩИЕ ПРАВИЛА
Общие положения
Применяемые в электроустановках электрооборудование, электротехнические изделия и материалы должны соответствовать требованиям технической документации и ТНПА.
Конструкция, исполнение, способ установки, класс и характе- ристики изоляции применяемых машин, аппаратов, приборов и проче- го электрооборудования, а также кабелей и проводов должны соответ- ствовать параметрам сети или электроустановки, режимам работы, условиям окружающей среды и требованиям настоящего техническо- го кодекса.
Электроустановки и связанные с ними конструкции должны быть стойкими в отношении воздействия окружающей среды или за- щищенными от этого воздействия.
Строительная и санитарно-техническая части электроуста- новок (конструкция здания и его элементов, отопление, вентиляция, водоснабжение и пр.) должны выполняться в соответствии со строи- тельными нормами и правилами.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Электроустановки должны удовлетворять требованиям нор- мативных правовых актов и ТНПА в области охраны окружающей при- родной среды по допустимым уровням шума, вибрации, напряженностей электрического и магнитного полей, электромагнитной совместимости.
При проектировании новых и реконструкции существующих электроустановок должна обеспечиваться электромагнитная совме- стимость аппаратов, систем и компонентов электроустановок в соот- ветствии с требованиями ТР ТС 020 и других ТНПА.
Для защиты от влияния электроустановок должны предусма- триваться меры в соответствии с требованиями норм допускаемых ин- дустриальных радиопомех и правил защиты устройств связи, желез- нодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи.
В электроустановках на специально оборудованных площад- ках должны быть предусмотрены раздельный сбор и удаление отходов производства: химических веществ, масел, технических вод и др.
В соответствии с требованиями законодательства об обращении с отходами, об охране окружающей среды, в том числе ТНПА, долж- на быть исключена возможность попадания указанных отходов в во- дные объекты, систему отвода ливневых вод, а также на территории, не предназначенные для размещения таких отходов.
Проектирование и выбор схем, компоновок и конструкций электроустановок должны проводиться на основе технико-экономи- ческих сравнений вариантов с учетом требований обеспечения без- опасности обслуживания, применения надежных схем, внедрения новой техники, энерго- и ресурсосберегающих технологий, опыта эксплуатации.
При опасности возникновения электрокоррозии или почвен- ной коррозии должны предусматриваться соответствующие меры по защите сооружений, оборудования, трубопроводов и других под- земных коммуникаций.
В электроустановках должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным элементам
электроустановки (простота и наглядность схем, надлежащее распо- ложение электрооборудования, надписи, маркировка, расцветка).
Для цветового и цифрового обозначения отдельных изоли- рованных или неизолированных проводников должны быть использо- ваны цвета и цифры в соответствии с ГОСТ МЭК 60173. Допускается использование только цветового обозначения.
Проводники защитного заземления во всех электроуста- новках, а также нулевые защитные проводники в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, в том чис- ле шины, должны иметь буквенное обозначение РЕ и цветовое обо- значение чередующимися продольными или поперечными поло- сами одинаковой ширины (для шин от 15 до 100 мм) желтого и зеле- ного цветов.
Нулевые рабочие (нейтральные) проводники обозначаются буквой N и голубым цветом. Совмещенные нулевые защитные и нуле- вые рабочие проводники должны иметь буквенное обозначение PEN и цветовое обозначение: голубой цвет по всей длине и желто-зеленые полосы на концах.
Буквенно-цифровые и цветовые обозначения одноименных шин в каждой электроустановке должны быть одинаковыми.
Шины должны быть обозначены:
а) при переменном трехфазном токе: шины фазы L1 – желтым, фазы L2 – зеленым, фазы L3 – красным цветом;
б) при переменном однофазном токе шина L1, присоединенная к началу обмотки источника питания, – желтым цветом; шина L2, при- соединенная к концу обмотки источника питания, – красным цветом.
Шины однофазного тока, если они являются ответвлением от шин трехфазной системы, обозначаются как соответствующие шины трех- фазного тока;
в) при постоянном токе: положительная шина () – красным цветом,
отрицательная (–) – синим и нулевая рабочая М – голубым цветом.
Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаж- дения или антикоррозионной защиты.
Допускается выполнять цветовое обозначение не по всей длине шин, только цветовое или только буквенно-цифровое обозначение либо цветовое в сочетании с буквенно-цифровым в местах присо- единения шин. Если неизолированные шины недоступны для осмотра в период, когда они находятся под напряжением, то допускается их не обозначать. При этом не должен снижаться уровень безопасности и наглядности при обслуживании электроустановки.
При расположении шин в РУ (кроме комплектных сборных ячеек одностороннего обслуживания (КСО) и комплектных РУ (КРУ) 6–10 кВ, а также панелей 0,4–0,69 кВ заводского изготовления) необ- ходимо соблюдать следующие условия.
В РУ при переменном трехфазном токе сборные и обход- ные шины, а также все виды секционных шин должны располагаться: а) при вертикальном расположении (в одной плоскости или тре-
угольником): сверху вниз L1-L2-L3;
б) при горизонтальном расположении: слева направо L1-L2-L3 или наиболее удаленная шина – L1, средняя – L2, ближай- шая к коридору обслуживания – L3;
в) ответвления от сборных шин, если смотреть на шины из кори- дора обслуживания (при наличии трех коридоров – из центрального):
при горизонтальном расположении: слева направо L1-L2-L3;
при вертикальном расположении (в одной плоскости или тре- угольником): сверху вниз L1-L2-L3.
В пяти- и четырехпроводных цепях трехфазного перемен- ного тока в электроустановках напряжением до 1 кВ расположение шин должно быть следующим:
а) при вертикальном расположении: сверху вниз L1-L2-L3-N-PE (PEN);
б) при горизонтальном расположении: слева направо L1-L2-L3-N-PE (PEN) или наиболее удаленная шина L1, затем фазы L2-L3-N, ближай- шая к коридору обслуживания – РЕ (PEN);
в) ответвления от сборных шин, если смотреть на шины из коридо- ра обслуживания:
при горизонтальном расположении: слева направо L1-L2-L3-N-PE (PEN);
при вертикальном расположении: сверху вниз L1-L2-L3-N-PE (PEN).
При постоянном токе шины должны располагаться:
сборные шины при вертикальном расположении: верхняя М, средняя (–), нижняя ();
сборные шины при горизонтальном расположении:
наиболее удаленная М, средняя (–) и ближайшая (), если смо- треть на шины из коридора обслуживания;
ответвления от сборных шин: левая шина М, средняя (–), пра- вая (), если смотреть на шины из коридора обслуживания.
В отдельных случаях допускаются отступления от требований, приведенных в 4.1.16.1–4.1.16.3, если их выполнение связано с суще- ственным усложнением электроустановок (например, вызывает необ- ходимость установки специальных опор вблизи подстанции для транс-
позиции проводов ВЛ) или если на подстанции применяются две или более ступеней трансформации.
Электроустановки по условиям электробезопасности под- разделяются на электроустановки напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ (по действующему значению напряжения).
Безопасность квалифицированного персонала, инструктиро- ванного персонала по ГОСТ 30331.1 (пункт 20.100) и обычных лиц по ГОСТ 30331.1 (пункт 20.39) должна обеспечиваться выполнением мер защиты, предусмотренных в 4.3, соответствующих нормативных правовых актах, а также следующих мероприятий:
соблюдение соответствующих расстояний до токоведущих ча- стей или закрытие, ограждение токоведущих частей;
применение блокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим частям;
применение предупреждающей сигнализации, надписей и пла- катов;
применение устройств для снижения напряженности электриче- ских и магнитных полей до допустимых значений;
использование средств защиты и приспособлений, в том числе для защиты от воздействия электрического и магнитного полей в элек- троустановках, в которых их напряженность превышает допустимые нормы.
В электропомещениях с установками напряжением до 1 кВ до- пускается применение неизолированных и изолированных токоведущих частей без защиты от прикосновения, если по местным условиям такая защита не является необходимой для каких-либо иных целей (например, для защиты от механических воздействий). При этом доступные прикос- новению части должны располагаться так, чтобы нормальное обслужи- вание не было сопряжено с опасностью прикосновения к ним.
В помещениях, доступных только для квалифицированного персонала, устройства для ограждения и закрытия токоведущих ча- стей могут быть сплошные, сетчатые или дырчатые, в других помеще- ниях они должны быть сплошными.
Ограждающие и закрывающие устройства должны быть выполне- ны так, чтобы снимать или открывать их можно было только при по- мощи ключей или инструментов.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Все ограждающие и закрывающие устройства должны об- ладать требуемой (в зависимости от местных условий) механической прочностью. При напряжении выше 1 кВ толщина металлических ограждающих и закрывающих устройств должна быть не менее 1 мм.
Для защиты от поражения электрическим током, от действия электрической дуги и электрических полей повышенной напряженно- сти персонал, обслуживающий электроустановки, должен быть обес- печен средствами защиты, а также средствами оказания первой по- мощи в соответствии с ТКП 290, ТКП 427 и другими ТНПА.
Пожаро- и взрывобезопасность электроустановок должны обеспечиваться выполнением требований, приведенных в соответ- ствующих ТНПА.
При сдаче в эксплуатацию электроустановки должны быть снабже- ны техническими средствами противопожарной защиты и инвентарем в соответствии с требованиями настоящего технического кодекса и со- ответствующих ТНПА.
Вновь сооруженные и реконструированные электроустанов- ки и установленное в них электрооборудование должны быть подверг- нуты приемо-сдаточным испытаниям в соответствии с 4.4.
Приемка в эксплуатацию и допуск вновь сооруженных и ре- конструированных электроустановок должны проводиться в соответ- ствии с установленным порядком допуска в эксплуатацию новых и ре- конструированных электроустановок, а также ТНПА.
Наряду с настоящим техническим кодексом следует руко- водствоваться ТНПА и технической документацией изготовителей электрооборудования, которые действуют в вопросах, не охваченных настоящим техническим кодексом.
Учет электроэнергии
Расчетный учет электроэнергии
Расчетный учет электрической энергии и хранение первич- ных данных осуществляются статическими счетчиками электроэнер- гии с цифровым интерфейсом, которые устанавливаются, как пра- вило, на границе балансовой принадлежности электрических сетей и оборудования между энергоснабжающей организацией и потреби- телем электроэнергии.
Допускается устанавливать сплит-счетчики на опоре линии элек- тропередачи не на границе балансовой принадлежности.
Запрещается использование в расчетном учете проектируе- мых, строящихся и реконструируемых объектов электроэнергетики и по- требителей, электромеханических счетчиков (в том числе со встроенны- ми датчиками) и статических счетчиков с возможностью дистанционной передачи данных учета посредством аналоговых сигналов или импульс- ных приращений электроэнергии с телеметрических выходов.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Типы средств измерений, используемые для расчетного учета электрической энергии, должны быть внесены в Государствен- ный реестр средств измерений Республики Беларусь. В случае, если средства измерений предполагается использовать в составе АСКУЭ, с помощью которой осуществляются расчеты за потребленную элек- троэнергию и мощность между энергоснабжающими организациями и потребителями, указанные средства должны также отвечать требо- ваниям, приведенным в СТБ 2096, быть внесенными в Отраслевой рекомендуемый перечень средств коммерческого учета электроэнер- гии для целей применения в составе АСКУЭ и быть совместимыми с существующей АСКУЭ энергоснабжающей организации.
Автоматизированные системы контроля и учета электро- энергии должны создаваться:
на электростанциях энергоснабжающих организаций вне зависи- мости от установленной мощности, кроме передвижных и резервных;
на объектах генерации мощности у потребителей с отпуском электроэнергии в электрические сети энергосистемы;
на ПС энергоснабжающих организаций напряжением 6 кВ и выше. При этом на ПС 10(6)/0,4 кВ организация учета электроэнер- гии на стороне высшего номинального напряжения осуществляется только при наличии соответствующих установленным требованиям трансформаторов тока и напряжения;
у потребителей с присоединенной мощностью (по ГОСТ 19431) 250 кВА и выше, по которым энергоснабжающая организация уста- навливает предельно допустимую величину мощности в часы макси- мальных нагрузок энергосистемы;
на строительных площадках с разрешенной к использованию мощностью 250 кВт и более.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
(Исключен, Изм. № 1)
Средства учета электрической энергии на объектах Бело- русской энергосистемы должны обеспечивать определение за рас- четные и контрольные периоды количества активной и реактивной электрической энергии и значения активной и реактивной мощности, усредненные на определенном интервале времени, по объектам:
выработанной генераторами электростанций;
потребленной генераторами электростанций, работающими в ре- жиме синхронного компенсатора;
потребленной раздельно на собственные и хозяйственные нуж- ды электростанций и электрических сетей (ПС);
потребленной на производственные нужды энергосистемы;
отпущенной (переданной) потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно к этим потребителям;
переданной в электрические сети других собственников или по- лученной от них электроэнергии;
отпущенной потребителям из электрической сети;
поступившей в электрические сети различных классов напряже- ния;
переданной на экспорт и полученной по импорту по транзитным межгосударственным линиям электропередачи.
Средства учета электрической энергии у потребителей должны обеспечивать определение за расчетные и контрольные пе- риоды количества активной (активной и реактивной) электрической энергии и значения активной (активной и реактивной) мощности, усредненные на определенном интервале времени, в соответствии с применяемыми тарифными ставками:
потребленной раздельно и в сумме по всем питающим фидерам потребителя;
потребленной раздельно и в сумме по всем питающим фидерам субабонентов потребителя;
переданной по транзитным перетокам потребителей раздельно и в сумме по всем транзитным фидерам и по направлениям пере- токов.
При наличии у потребителя генерирующих мощностей система учета электроэнергии должна обеспечивать учет выработки и учет отпуска в сеть энергоснабжающей организации активной (активной и реактивной) электрической энергии и мощности с обязательной опе- ративной достоверной передачей данных о выработке, потреблении и отпуске электроэнергии и мощности (получасовых графиков нагруз- ки) в АСКУЭ энергоснабжающей организации.
Расчетные счетчики электрической энергии, предназначен- ные для объектов энергоснабжающей организации (энергосистемы) и потребителей (за исключением граждан – бытовых потребителей), должны определять количество принимаемой и выдаваемой реактив- ной энергии за расчетные (и контрольные) периоды и усредненные за определенные интервалы времени значения принимаемой и выда- ваемой реактивной мощности в случаях, если они устанавливаются:
на присоединениях генераторов, высоковольтных синхронных двигателей и синхронных компенсаторов, высоковольтных компенси- рующих и фильтрокомпенсирующих установок;
на питающих линиях потребителей с присоединенной мощностью 100 кВА и выше или среднемесячным потреблением электроэнергии по одной питающей линии (одной точке учета) более 30 000 кВтч.
Пункты установки средств учета электроэнергии
Расчетные счетчики активной электроэнергии на электро- станции должны устанавливаться:
для каждого генератора (кроме генераторов ветровых и солнеч- ных электростанций) с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выра- ботанная генератором электроэнергия;
для всех присоединений шин генераторного напряжения – по од- ному счетчику, а для присоединений, по которым возможна ревер- сивная работа, – по одному счетчику, учитывающему электроэнергию по двум направлениям;
для межгосударственных и межсистемных линий электропереда- чи – по два счетчика (основной и дублирующий), учитывающих элек- троэнергию по двум направлениям;
для линий всех классов номинального напряжения, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см. также 4.2.2.5);
для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения выше 1 кВ собственных нужд, на стороне высшего напря- жения. При подключении трансформаторов собственных нужд элек- тростанции к шинам напряжением 35 кВ и выше или к ответвлениям от блоков на напряжение выше 10 кВ допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов;
для линий хозяйственных нужд и потребителей, присоединенных к РУ собственных нужд электростанций;
для каждого обходного выключателя или для шиносоединитель- ного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве об- ходного для присоединений, имеющих расчетный учет, – по одному счетчику, учитывающему электроэнергию по двум направлениям.
На электростанциях с генерирующей мощностью до 1 МВт расчетные счетчики электрической энергии прямого и обратного на- правлений должны устанавливаться для учета:
всей выработанной электроэнергии отдельно по каждому генера- тору (кроме ветровых и солнечных электростанций);
потребленной электроэнергии собственными нуждами электро- станции;
всей электрической энергии, отпущенной в сеть и принятой из сети энергосистемы.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на ПС энерго- системы должны устанавливаться:
для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям (см. также 4.2.2.5);
для межсистемных линий электропередачи – по одному счетчику, учитывающему электроэнергию по двум направлениям. При наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы – по одному счет- чику, учитывающему электроэнергию по двум направлениям, на вво- дах в ПС этих энергосистем;
для межгосударственных линий электропередачи всех классов напряжений выше 10 кВ и для линий межсистемных перетоков напря- жением 110–750 кВ с годовым перетоком более 100 тыс. МВт·ч на каж- дом конце линии два счетчика – основной и дублирующий;
для трансформаторов собственных нужд;
для линий хозяйственных нужд или потребителей, присоединен- ных к шинам собственных нужд;
для каждого обходного выключателя или для шиносоединитель- ного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве об- ходного для присоединений, имеющих расчетный учет, – счетчик, учи- тывающий электроэнергию по двум направлениям.
Для линий электропередачи до 10 кВ во всех случаях долж- ны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. также 4.2.4.8), а также предусмотрены места для установки счетчиков.
Для линий электропередачи, принадлежащих потребите- лям, расчетные счетчики допускается устанавливать на приемном конце линии у потребителей в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и ПС, выбранные по условиям тока КЗ или по ха- рактеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают тре- буемой точности учета электроэнергии.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на ПС, при- надлежащей потребителю, должны устанавливаться:
на вводных присоединениях каждой питающей линии на секцию шин, независимо от наличия учета энергоснабжающей организации на другой стороне этой линии;
на линейных присоединениях каждого отходящего фидера, к ко- торому подключена нагрузка отдельного субабонента. В случае, если учет нагрузки субабонентов невозможен с ПС абонента (к отходящему фидеру подключены нагрузки различных потребителей или субабо- нентов), средства расчетного учета должны устанавливаться в распре- делительных вводных устройствах субабонентов. Для субабонентов каждой тарифной группы следует устанавливать соответствующие средства расчетного учета;
на стороне высшего напряжения силовых трансформаторов ПС потребителя при наличии электрической связи с другой ПС энергоси- стемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении; на стороне низшего напряжения силовых трансформаторов, если
последние на стороне высшего напряжения включены через выклю- чатели нагрузки и отделители или разъединители и предохраните- ли. Допускается установка счетчиков на сторонах среднего и низ- шего напряжения трансформаторов в случае, если измерительные трансформаторы тока на стороне высшего напряжения, выбранные по условиям тока КЗ или по характеристикам дифференциальной за- щиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнер- гии, а также если у имеющихся встроенных измерительных транс- форматоров отсутствует обмотка класса точности 0,5S. В случае, если установка дополнительных комплектов трансформаторов тока для включения счетчиков расчетного учета в ячейках ввода на сек- ции шин ПС невозможна, допускается организация учета в ячейках на отходящих линиях;
в ячейках трансформатора собственных нужд, если электро- энергия, потребляемая на собственные нужды, не учитывается други- ми счетчиками (при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения трансформатора собственных нужд).
Счетчики расчетного учета с функцией учета реактивной электроэнергии должны устанавливаться:
для тех же элементов схемы, на которых установлены счетчики ак- тивной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электро- энергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;
для присоединений источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы:
для присоединений источников реактивной мощности энергоси- стем – синхронных компенсаторов, генераторов, работающих в режи- ме синхронного компенсатора, и батарей статических конденсаторов мощностью более 2 Мвар.
Если со стороны предприятий и при согласии энергоснабжающей
организации проводится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать расчетный счетчик актив- ной – реактивной электроэнергии прямого и обратного потока.
При учете электроэнергии в двух направлениях в каждой точке измерений должен устанавливаться один счетчик, учитывающий активную и реактивную электроэнергию в двух направлениях.
Совокупность средств расчетного и технического учета электрической энергии (и мощности), установленных на каждом энер- гообъекте энергосистемы, должна обеспечивать получение полного баланса электроэнергии по объекту, а на номинальном напряжении 6 кВ и выше – получение энергобаланса по отдельным РУ, их секциям и системам шин.
Требования к средствам учета электроэнергии
На межгосударственных и межсистемных линиях электро- передачи должны устанавливаться статические трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии трансформаторного включе- ния с возможностью измерения электроэнергии в прямом и обратном направлении.
Учет активной и при необходимости реактивной (см. 4.2.1.8) электроэнергии на промышленных предприятиях должен проводиться с помощью статических трехфазных трехэлементных счетчиков пря- мого или трансформаторного включения.
Статические счетчики должны иметь электрические параме- тры, соответствующие требованиям ГОСТ 31819.21 и ГОСТ 31819.22. При программируемых в статических счетчиках значениях коэф- фициентов трансформации по току и напряжению равных 1 (единице) количество знаков после запятой в показаниях счетчиков, выводимых на встроенный дисплей (жидкокристаллический индикатор) должно
быть следующим:
для трехфазных и однофазных счетчиков непосредственного (прямого) включения – 0 (ноль);
для трехфазных счетчиков полукосвенного включения (через ТТ) – 2 (два);
для трехфазных счетчиков косвенного включения (через ТТ и ТН) – 3 (три).
В сетях с глухозаземленной нейтралью, в которых предусма- тривается продолжительный режим работы1 при неравномерных нагруз- ках фаз, следует применять трехэлементные счетчики с четырехпровод- ной схемой включения с трансформатором тока в каждой фазе, если расчетная неравномерность нагрузки при распределении ее по фазам трехфазных линий и вводов превышает 15 %.
Счетчики, устанавливаемые на линиях электропередачи на- пряжением 110 кВ и выше, должны иметь класс точности 0,2S, напряже- нием от 6 до 35 кВ – не ниже 0,5S, напряжением ниже 6 кВ – не ниже 1,0. Расчетные счетчики активной энергии трансформаторного вклю- чения (косвенного и полукосвенного), входящие в состав АСКУЭ,
должны иметь класс точности не ниже 0,5S.
Класс точности счетчиков реактивной электроэнергии дол- жен быть не ниже 1,0.
Для точек учета однофазной и трехфазной сети, в которых необходимо измерять количество электроэнергии по многотарифной
1 Продолжительный режим работы принимается по ГОСТ 18311.
системе, должны использоваться соответствующие многотарифные счетчики, позволяющие реализовать применяемую тарифную систему.
Для присоединений напряжением до 1 кВ с максимальны- ми токами нагрузки до 100 А, как правило, применяется трехфазный счетчик непосредственного (прямого) включения с классом точности не ниже 1,0. Допускается применять счетчики трансформаторного включения с классом точности не ниже 0,5S в сочетании с трансфор- маторами тока класса точности не ниже 0,5S и коэффициентом транс- формации 100/5 А и ниже.
Для опроса расчетного счетчика электроэнергии устрой- ствами, не входящими в состав АСКУЭ, следует использовать допол- нительные независимые цифровые интерфейсы.
ЦСЭ допускается опрашивать устройствами, не входящими в со- став АСКУЭ (АСУ ТП, ТМ и т.д.), в режиме «только чтение». Со сторо- ны указанных систем запрещается выдача на ЦСЭ команд, влияющих на их показания (синхронизация времени и т.п.).
Схемы подключения счетчиков электроэнергии должны соответствовать схемам, приведенным в паспортах, руководствах по эксплуатации соответствующих приборов учета.
Учет с применением измерительных трансформаторов
Измерительные обмотки трансформаторов тока, к которым подключаются расчетные счетчики электрической энергии, должны иметь класс точности не ниже 0,2S:
для генераторов на напряжение 6 кВ и выше;
для межгосударственных и межсистемных линий электропереда- чи напряжением 110 кВ и выше;
для линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше, отхо- дящих от шин электростанций и ПС энергосистемы к потребителям;
для линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше с годовым несальдированным перетоком электроэнергии, равным 100 тыс. МВтч и более;
для трансформаторных (и автотрансформаторных) вводов на- пряжением 220 кВ и выше.
На остальных присоединениях измерительные обмотки трансфор- маторов тока, к которым подключаются расчетные счетчики электри- ческой энергии, должны иметь класс точности не ниже 0,5S.
Каждая токовая цепь («обмотка») расчетного счетчика электриче- ской энергии должна подключаться к отдельной измерительной об- мотке трансформатора тока.
Каждая последовательная цепь статического счетчика и УСШ должна подключаться к отдельной вторичной измерительной обмотке трансформатора тока.
Трансформаторы напряжения, применяемые для расчетно- го учета электроэнергии, должны иметь класс точности основной (из- мерительной) вторичной обмотки не ниже 0,5.
В РУ ПС потребителей напряжением 6 кВ и выше, оборудованных высоковольтными выключателями, для подключения статических рас- четных счетчиков рекомендуется применять трансформаторы напря- жения с основной или, при необходимости, дополнительной измери- тельной обмоткой класса точности не ниже 0,2.
К измерительным трансформаторам тока, устанавливае- мым в точках расчетного учета на электрических присоединениях на- пряжением 110 кВ и выше с годовым перетоком более 100 тыс. МВт∙ч, должны подключаться токовые цепи основного и дублирующего рас- четных счетчиков. При этом допускается последовательное включе- ние токовых обмоток счетчиков в одну вторичную измерительную об- мотку трансформатора тока в каждой фазе с обязательной проверкой по нагрузке вторичных обмоток трансформаторов тока.
Подключение к вторичной обмотке трансформаторов тока, к кото- рым подключена последовательная цепь статического счетчика, дру- гих приборов технических измерений, средств автоматики и защиты, запрещается.
Использование промежуточных трансформаторов тока для вклю- чения расчетных счетчиков запрещается (исключение см. в 4.2.4.6).
Для цифровых ПС допускается подключение к одной вторичной обмотке различных УСШ для систем АСКУЭ, АСУ ТП, РЗА при соот- ветствии метрологических характеристик указанных обмоток транс- форматоров тока и УСШ установленным требованиям.
Для цифровых ПС допускается совместное использование по- токов данных от УСШ для ЦСЭ, средств измерений, РЗА, устройств АСУ ТП, при условиях выполнения требований 4.2.4.14, а также со- ответствия метрологических характеристик обмоток трансформаторов тока и УСШ установленным требованиям.
Должно обеспечиваться непревышение максимальными значениями тока в нормальных электрических режимах номинальных значений первичных токов измерительных трансформаторов.
В минимальных режимах значение тока во вторичных измеритель- ных обмотках трансформаторов тока, используемых для целей уче- та электроэнергии и контроля показателей качества электроэнергии, обеспечивает работу трансформатора тока, СЭ и устройства контроля показателей качества электроэнергии в пределах нормируемых ме-
трологических характеристик, соответствующих их классам точности. Для достижения указанных требований во вторичных измерительных токовых обмотках учета электроэнергии могут предусматриваться от- пайки или вторичные обмотки трансформаторов тока с индивидуаль- ными коэффициентами трансформации.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформа- торов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать но- минальных значений.
Сечение и длина соединительных проводов во вторичных цепях напряжения для трансформаторов напряжения расчетного учета должны быть такими, чтобы потери напряжения в этих цепях состав- ляли не более 0,2 % от вторичного номинального напряжения транс- форматора.
Требования данного пункта не распространяются на ЭТН, выда- ющие данные измерений в протоколе [6].
(Исключен, Изм. № 1)
Для питания цепей счетчиков могут применяться как одно- фазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четырех- и пятистержневые, используемые для контроля изоляции.
Цепи расчетного учета электроэнергии следует выводить на испытательные колодки (испытательные блоки) или устройства аналогичного назначения, которые обеспечивают закорачивание вторичных обмоток трансформаторов тока, размыкание вторичных токовых цепей и цепей напряжения в каждой фазе счетчика при его установке, замене или проверке, а также присоединение образцо- вого счетчика без отсоединения проводов цепей расчетного учета. Конструкции клеммных крышек трансформаторов тока и напряжения, испытательных колодок (испытательных блоков и устройств анало- гичного назначения) должны обеспечивать возможность их пломбиро- вания энергоснабжающей организацией. Средства расчетного учета электроэнергии должны иметь на винтах кожухов пломбы с клеймом госповерителя, действительным в пределах установленного межпове- рочного интервала.
Действие данного пункта распространяется на учет с применением ТТ и ТН, статических, электромеханических счетчиков и УСШ.
Трансформаторы напряжением до 35 кВ должны защи- щаться со стороны высшего напряжения соответствующими предо- хранителями или защитными коммутационными аппаратами, обору- дованными системой сигнализации при их срабатывании. При этом конструкция приводов защитных коммутационных аппаратов на сто- роне высшего напряжения трансформатора напряжения для расчет-
ного учета должна обеспечивать возможность их пломбирования во включенном положении.
На подстанциях энергосистемы при наличии нескольких систем шин и присоединении каждого трансформатора напряже- ния только к своей системе должно быть предусмотрено устройство для переключения цепей счетчиков каждого присоединения на транс- форматоры напряжения соответствующих систем шин.
На цифровых подстанциях выбор необходимого потока данных для ЦСЭ происходит согласно правилам, установленным в ЦСЭ.
На подстанциях потребителей конструкция решеток и две- рей камер, в которых установлены предохранители на стороне высше- го напряжения трансформаторов напряжения, используемых для рас- четного учета, должна обеспечивать возможность их пломбирования. Предохранители должны иметь контроль целостности и сигнализа-
цию перегорания предохранителя.
Механические блокировки приводов разъединителей или приво- да разъединителей трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должны иметь приспособления для их пломби- рования.
Применяемые для целей учета электроэнергии трехфазные группы однофазных трансформаторов напряжения должны иметь сви- детельства о государственной метрологической поверке на каждый од- нофазный трансформатор напряжения, входящий в трехфазную группу. Применяемые для целей учета электроэнергии трехфазные и груп-
пы однофазных трансформаторов напряжения должны иметь свиде- тельство о прохождении метрологической поверки по фазным напря- жениям.
Класс точности ЭТТ и ЭТН выбирается аналогично клас- сам точности для ТТ и ТН.
Класс точности ЦСЭ выбирается аналогично классам точ- ности для статических счетчиков. В случае применения УСШ класс точности ЦСЭ рекомендуется выбирать на ступень лучше.
Класс точности УСШ для входов по току и напряжению следует принимать не ниже 0,2S и 0,2 соответственно (рекомендуется 0,1S и 0,1).
Для целей технического учета должен использоваться цифровой поток данных не хуже SV80 согласно [6], для целей учета и контроля качества – поток SV256 согласно [6]. Для целей расчетного учета рекомендуется использовать поток SV256.
Цифровой электронный счетчик следует подключать к от- дельному (или выделенному) сегменту шины процесса по протоколам Ethernet, МЭК. ЭТТ, ЭТН и УСШ следует подключать к шине процесса
по протоколам Ethernet, МЭК или другим стандартным международ- ным протоколам.
ЦСЭ следует подключать к единой шине станции по протоколам Ethernet, МЭК.
Должно обеспечиваться логическое и физическое (на уровне пор- тов) выделение потоков данных для целей учета и контроля качества.
К шине процесса допускается подключение ЦСЭ, средств автоматики и защиты при условии соблюдения требований 4.2.4.12– 4.2.4.16.
Установка средств учета электроэнергии
Средства учета электроэнергии на объектах учета энерго- системы или потребителей должны размещаться в закрытых помеще- ниях с рабочими климатическими условиями, указанными в эксплуа- тационной документации на соответствующие средства, в доступных для обслуживания и контроля местах, защищенных от вредных внеш- них воздействий (значительных перепадов температуры, влаги, пыли, агрессивной химической среды, вибраций, ударных нагрузок, ионизи- рующих и электромагнитных излучений и т.д.).
Допускается размещение средств учета электроэнергии в не- отапливаемых помещениях и коридорах РУ электростанций и ПС, а так- же в шкафах наружной установки. При этом в шкафах наружной уста- новки должен обеспечиваться температурный режим в соответствии с паспортными данными средств учета.
Счетчики электрической энергии присоединений напряжением 35 кВ и выше следует устанавливать в отдельные шкафы, защищен- ные от несанкционированного доступа. При этом допускается вместо коробок (блоков) испытательных применять иные технические реше- ния, обеспечивающие безопасную замену, обслуживание и поверку счетчика.
Счетчики электрической энергии присоединений ниже 35 кВ допу- скается устанавливать в отдельные шкафы, защищенные от несанк- ционированного доступа. При этом применение коробок (блоков) ис- пытательных является обязательным.
УСПД, соответствующее оборудование связи и локальное сете- вое оборудование для ПС номинальным напряжением 35 кВ и выше энергосистемы рекомендуется устанавливать в отдельных запирае- мых шкафах. Аналогичное оборудование для ПС потребителей, не- обслуживаемых ПС энергосистемы номинальным напряжением 20 кВ и менее следует устанавливать в шкафы, защищенные от несанкцио- нированного доступа.
Требования данного пункта не распространяются на сплит- счетчики.
Средства учета электроэнергии должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных РУ (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стендах, имеющих жесткую конструкцию. Рекомендуется крепление этих средств в металлических защитных щитках.
Высота от пола до клеммной крышки счетчика расчетного уче- та электроэнергии должна быть в пределах 1,3–1,7 м. Для счетчика технического учета электроэнергии высота от пола до его клеммной крышки допускается в пределах 0,8–1,7 м.
Место установки сплит-счетчиков на опоре линии электропередачи определяется проектной документацией.
В местах, где имеется опасность механических повреждений средств учета или их загрязнения, а также доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т.п.), средства учета должны раз- мещаться в запирающихся на замок шкафах с окошками на уровне табло средств учета для визуального контроля их показаний.
Рекомендуется устанавливать аналогичные шкафы и для совмест- ного размещения трансформаторов тока, счетчиков и УСПД при вы- полнении учета у потребителей на стороне низшего напряжения (на вводах).
Счетчики электрической энергии для присоединений всех классов напряжения, а также УСПД и другие элементы АСКУЭ допускается устанавливать в отдельных запираемых шкафах, имеющих приспо- собление для опломбирования.
Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформато- ров тока с целью удобной и безопасной замены приборов. Конструк- ция крепления приборов учета на панелях и в шкафах должна обеспе- чивать возможность их установки и съема с лицевой стороны.
Трансформаторы тока на напряжение до 1 кВ, предназначенные для подключения к расчетным счетчикам, должны так устанавливать- ся на токоведущих шинах, чтобы расстояние от их клеммных крышек, подлежащих опломбированию, до боковых конструктивных элементов шкафов и щитков было не менее 150 мм.
Электропроводка к счетчикам, УСШ и измерительным трансформаторам должна отвечать требованиям, приведенным в [8] (главы 2.1 и 3.4). В электропроводке к расчетным счетчикам, УСШ не допускаются пайки и промежуточные соединения.
Сечение проводок и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должно приниматься в соответствии с [8] (пункт 3.4.4).
По условиям механической прочности сечение медных жил кабе- лей и проводов для присоединения под винт к клеммам расчетных счетчиков, измерительных трансформаторов тока (напряжения) и ис- пытательных колодок (блоков) должно быть не менее 2,5 мм2.
При монтаже электропроводки для присоединения счет- чиков непосредственного и трансформаторного включения для без- опасного проведения работ по проверке работы узла учета, снятия векторных диаграмм и измерений токовыми клещами необходимо предусматривать вертикально расположенные от цоколя счетчика пря- молинейные участки свободных проводов (не в жгуте) длиной не ме- нее 120 мм. Оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счет- чиком должна иметь отличительную окраску или специальную метку, а фазных проводов – надлежащее соединение, расположение, над- писи, маркировку, расцветку.
Действие данного пункта распространяется на статические счетчи- ки непосредственного и трансформаторного включения и УСШ.
Для безопасной установки, замены и проверки расчет- ных счетчиков прямого включения должна предусматриваться воз- можность отключения счетчика установленным до него на расстоя- нии не более 10 м коммутационным аппаратом с приспособлением для опломбировки, обеспечивающим одновременное снятие напря- жения со всех фаз, подключаемых к счетчику.
Для безопасной установки, замены и проверки расчетных счетчи- ков трансформаторного включения должна предусматриваться воз- можность отключения счетчика установленной под ним горизонтально на расстоянии не более 0,5 м испытательной колодкой, которая обес- печивает закорачивание вторичных обмоток трансформаторов тока, размыкание вторичных токовых цепей и цепей напряжения во всех фазах, подключаемых к счетчику.
На цифровые счетчики цифровой ПС и на сплит-счетчики требова- ния данного пункта не распространяются.
Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с 4.3. Заземляющие и нулевые защитные проводники от счетчиков и трансформаторов тока напряже- нием до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов должны быть медными.
На объектах учета энергосистемы и потребителей ре- комендуется устанавливать трансформаторы тока с сердечниками из нанокристаллических сплавов или трансформаторы с комбиниро- ванными сердечниками.
Технический учет электроэнергии
На электростанциях (кроме ветровых и солнечных) сред- ства технического учета следует устанавливать в системе собствен- ных нужд для обеспечения возможности определения технико-эконо- мических показателей. Установку счетчиков активной электроэнергии следует предусматривать на присоединениях электродвигателей, пи- тающихся от шин РУ основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд, и в цепях всех трансформаторов, питающихся от этих шин.
Для электростанций с поперечными связями, имеющих об- щий паропровод, на стороне генераторного напряжения повышающих трансформаторов должна предусматриваться техническая возмож- ность установки (в условиях эксплуатации) счетчиков технического учета активной электроэнергии, используемых для контроля работы расчетных генераторных счетчиков.
На ПС энергосистемы с номинальным первичным напря- жением 35 кВ и выше счетчики активной электроэнергии следует устанавливать для сторон среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов и на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.
Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета сле- дует устанавливать на сторонах среднего и низшего напряжений сило- вых трансформаторов ПС энергосистем 35 кВ и выше.
Для подключения счетчиков технического учета допускает- ся использование трансформаторов тока класса точности 1,0, а также встроенных трансформаторов тока класса точности ниже 1,0.
Трансформаторы напряжения, используемые для подключения счетчиков технического учета, могут иметь класс точности ниже 1,0.
Потери напряжения во вторичных цепях от трансформаторов на- пряжения до счетчиков технического учета должны составлять не бо- лее 0,25 % от вторичного номинального напряжения трансформатора напряжения. Требования данного пункта не распространяется на ЭТН, выдающие данные измерений в протоколе [6].
На предприятиях для организации контроля электропотре- бления объектами, а также контроля за соблюдением лимитов расхо- да электроэнергии цехами, технологическими линиями, отдельными энергоемкими агрегатами, для определения расхода электроэнергии на единицу продукции средства технического учета следует устанав- ливать:
– на питающих фидерах предприятия, если расчетный учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на ПС или элек- тростанциях энергосистемы;
на линиях, питающих внутризаводские трансформаторные ПС, и на всех линиях к электроприемникам напряжением выше 1 кВ;
на низкой стороне трансформаторов внутризаводских ПС и на от- ходящих линиях напряжением до 1 кВ.
При питании от трансформаторов внутризаводских ПС ма- гистральных шинопроводов по схеме «блок – трансформатор – ма- гистраль» трансформаторы тока рекомендуется устанавливать на от- пайках к распределительным шинопроводам или силовым пунктам, а счетчики располагать в удобных для обслуживания местах.
На установку и снятие счетчиков технического учета потре- бителя разрешения энергоснабжающей организации не требуется.
Средства технического учета электроэнергии должны на- ходиться на балансе потребителей и обслуживаться потребителями. Для организации технического учета допускается использование элек- тромеханических или статических счетчиков с импульсными выхода- ми (право выбора – у потребителя).
Счетчики технического учета активной электроэнергии мо- гут иметь класс точности 1,0 и ниже. Классы точности счетчиков тех- нического учета реактивной электроэнергии допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.
Средства технического учета электроэнергии должны иметь на винтах кожухов пломбы с клеймом госповерителя, действительным в пределах установленного межповерочного интервала.
К средствам технического учета электроэнергии рекомен- дуется предъявлять требования, аналогичные требованиям к сред- ствам расчетного учета.
Заземление и защитные меры электробезопасности1
Общие положения
Подраздел 4.3 распространяется на все электроустановки переменного и постоянного тока напряжением до 1 кВ и выше и содер- жит общие требования к их заземлению и защите людей и животных от поражения электрическим током как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции.
1 В настоящем подразделе согласно ГОСТ 12.1.009 используются термины «защита от прямого прикосновения» и «защита от косвенного прикосновения», в других между- народных и национальных стандартах вместо них применяются термины «основная защита» и «защита при повреждении» соответственно.
Дополнительные требования приведены в соответствующих разде- лах настоящего технического кодекса и в ГОСТ 30331.1, ГОСТ 30331.3, ГОСТ 30331.5, ГОСТ 30331.9–ГОСТ 30331.12, ГОСТ 30331.15.
Электроустановки в отношении мер электробезопасности подразделяются на:
электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с глухозазем- ленной или эффективно заземленной нейтралью;
электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолирован- ной или заземленной через дугогасящий реактор или резистор ней- тралью;
электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземлен- ной нейтралью;
электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью или заземленной через приборы или устройства, имеющие большое сопротивление.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
В электрических сетях напряжением до 1 кВ используются следующие системы:
а) система TN – система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к глухозаземленной нейтрали источника посредством нулевых защитных проводников. Подразделяется на следующие под- системы:
Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике:
1 – заземлитель нейтрали (средней точки) источника питания;
2 – открытые проводящие части; 3 – источник питания постоянного тока
Рисунок 4.3.1 – Подсистема TN-C переменного (а) и постоянного (б) тока
L1 L2
К источнику L3
питания
N PE
1 2
а
3 3
L L
PEN
L– M
PE L–
PE
1–1
2 1–2 2
б
Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены:
1 – заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1–1 – заземлитель вывода источника постоянного тока; 1–2 – заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 – открытые проводящие части; 3 – источник питания
Рисунок 4.3.2 – Подсистема TN-S переменного (а) и постоянного (б) тока
подсистема TN-С – система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике на всем ее протяжении (см. рисунок 4.3.1);
подсистема TN-S – система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены на всем ее протяжении (см. рисунок 4.3.2);
подсистема TN-C-S – система TN, в которой функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном про- воднике в какой-то ее части начиная от источника питания (см. рису- нок 4.3.3);
б) система IT – система, в которой нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через приборы или устройства, имеющие большое сопротивление, а открытые проводящие части электроустановки заземлены (см. рисунок 4.3.4);
К источнику питания
L1
L2 L3
PEN
PE
N
1 2
а
3 3
PEN
L+ L+
PEN
PE PE
N L–
N
1–1 2
б
1–2 2
Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике в части системы:
1 – заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1–1 – заземлитель вывода источника постоянного тока;
1–2 – заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 – открытые проводящие части, 3 – источник питания
Рисунок 4.3.3 – Подсистема TN-C-S переменного (а) и постоянного (б) тока
в) система ТТ – система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки за- землены при помощи заземляющего устройства, электрически неза- висимого от глухозаземленной нейтрали источника (см. рисунок 4.3.5).
В обозначениях систем (подсистем) принято следующее:
первая буква – состояние нейтрали источника питания относитель- но земли: Т – заземленная нейтраль; I – изолированная нейтраль;
вторая буква – состояние открытых проводящих частей относи- тельно земли:
Т – открытые проводящие части заземлены независимо от отно- шения к земле нейтрали источника питания или какой-либо точки пи- тающей сети;
N – открытые проводящие части присоединены к глухозаземлен- ной нейтрали источника питания;
Открытые проводящие части электроустановки заземлены.
Нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через большое сопротивление:
1 – сопротивление заземления нейтрали источника питания (если имеется); 2 – заземлитель; 3 – открытые проводящие части; 4 – заземляющее устройство электроустановки; 5 – источник питания
Рисунок 4.3.4 – Система IT переменного (а) и постоянного (б) тока
последующие (после N) буквы – совмещение в одном проводни- ке или разделение функций нулевого рабочего и нулевого защитного проводников:
S – нулевой рабочий (N) и нулевой защитный (РЕ) проводники раз- делены;
С – функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике (PEN-проводник);
N - – нулевой рабочий (нейтральный) проводник;
РЕ - – защитный проводник (заземляющий проводник, нулевой защитный проводник, защитный проводник системы уравнивания по- тенциалов);
PEN -
– совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий проводник.
Открытые проводящие части электроустановки заземлены при помощи заземления, электрически независимого от заземлителя нейтрали:
1 – заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1–1 – заземлитель вывода источника постоянного тока; 1–2 – заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 – открытые проводящие части;
3 – заземлитель открытых проводящих частей электроустановки; 4 – источник питания
Рисунок 4.3.5 – Система ТТ переменного (а) и постоянного (б) тока
Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтра- лью – трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ, в ко- торой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.
Коэффициент замыкания на землю в трехфазной электрической сети – отношение разности потенциалов между неповрежденной фа- зой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до за- мыкания.
Общие требования
Токоведущие части электроустановки не должны быть до- ступны для случайного прикосновения, а доступные прикосновению открытые и сторонние проводящие части не должны находиться под напряжением, представляющим опасность поражения электриче-
ским током как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции.
Для защиты от поражения электрическим током в нормаль- ном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:
основная изоляция токоведущих частей;
ограждения и оболочки;
установка барьеров;
размещение вне зоны досягаемости;
применение сверхнизкого (малого) напряжения.
Для дополнительной защиты от прямого прикосновения в электро- установках напряжением до 1 кВ при наличии требований других раз- делов настоящего технического кодекса и соответствующих глав [8] следует применять устройства защитного автоматического отключе- ния питания (например, устройство защитного отключения с номи- нальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА).
Для защиты от поражения электрическим током в случае по- вреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в со- четании следующие меры защиты при косвенном прикосновении:
защитное заземление;
защитное зануление;
защитное автоматическое отключение питания;
уравнивание потенциалов;
выравнивание потенциалов;
двойная или усиленная изоляция;
сверхнизкое (малое) напряжение;
защитное электрическое разделение цепей;
изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки.
Меры защиты от поражения электрическим током долж- ны быть предусмотрены в электроустановке или ее части либо при- менены к отдельным электроприемникам и могут быть реализованы при изготовлении электрооборудования, либо в процессе монтажа электроустановки, либо в обоих случаях.
Применение двух и более мер защиты в электроустановке не долж- но оказывать взаимного влияния, снижающего эффективность каждой из них.
Защиту при косвенном прикосновении следует выполнять во всех случаях, если напряжение в электроустановке превышает 50 В переменного и 120 В постоянного тока.
В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в на- ружных установках выполнение защиты при косвенном прикоснове- нии может потребоваться при более низких напряжениях (например,
25 В переменного и 60 В постоянного тока или 12 В переменного и 30 В постоянного тока) при наличии требований соответствующих разделов настоящего технического кодекса.
Защита от прямого прикосновения не требуется, если электро- оборудование находится в зоне системы уравнивания потенциалов, а наибольшее рабочее напряжение не превышает 25 В переменного или 60 В постоянного тока в помещениях без повышенной опасности и 6 В переменного или 15 В постоянного тока – во всех остальных случаях.
Примечание – Здесь и далее в разделе «напряжение переменного тока» означает среднеквадратичное значение напряжения переменного тока;
«напряжение постоянного тока» – напряжение постоянного или выпрям- ленного тока с содержанием пульсаций не более 10 % от среднеквадра- тичного значения.
Для заземления электроустановок могут быть использованы искусственные и естественные заземлители. Если при использовании естественных заземлителей сопротивление заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеет допустимое значение, а так- же обеспечиваются нормированные значения напряжения на зазем- ляющем устройстве и допустимые плотности токов в естественных заземлителях, выполнение искусственных заземлителей в электро- установках до 1 кВ необязательно. Использование естественных за- землителей в качестве элементов заземляющих устройств не должно приводить к их повреждению при протекании по ним токов КЗ или к на- рушению работы устройств, с которыми они связаны.
Для заземления в территориально сближенных электро- установках разных назначений и напряжений, как правило, применя- ется одно общее заземляющее устройство.
Заземляющее устройство, используемое для заземления элек- троустановок одного или разных назначений и напряжений, должно удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к заземлению этих электроустановок (защита людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции, условия режимов работы сетей, защита электрооборудования от перенапряжения и т.д.) в течение всего пери- ода эксплуатации.
В первую очередь должны быть соблюдены требования, предъяв- ляемые к защитному заземлению.
Заземляющие устройства молниезащиты выполняются в соот- ветствии с [9] и, как правило, должны быть общими с заземляющими устройствами защитного заземления электроустановок зданий и со- оружений.
При выполнении отдельного (независимого) заземлителя для ра- бочего заземления по условиям работы информационного или друго- го чувствительного к воздействию помех оборудования должны быть приняты специальные меры защиты от поражения электрическим то- ком, исключающие одновременное прикосновение к частям, которые могут оказаться под опасной разностью потенциалов при поврежде- нии изоляции.
Для объединения заземляющих устройств разных электроустано- вок в одно общее заземляющее устройство могут быть использованы естественные и искусственные заземляющие проводники. Их число должно быть не менее двух, сечение – не менее большего из сечений заземляющих проводников объединяемых заземляющих устройств.
При объединении заземляющих устройств ОРУ различных клас- сов напряжения, находящихся на территории ПС 35–750 кВ, между ними необходимо прокладывать не менее четырех заземляющих проводников.
Требуемые значения напряжений прикосновения и сопро- тивления заземляющих устройств при стекании с них токов замыкания на землю и токов утечки должны быть обеспечены при наиболее не- благоприятных условиях в любое время года.
При определении сопротивления заземляющих устройств должны быть учтены искусственные и естественные заземлители.
При определении удельного сопротивления земли в качестве рас- четного следует принимать его сезонное значение, соответствующее наиболее неблагоприятным условиям.
Заземляющие устройства должны быть механически прочными, термически и динамически стойкими к токам замыкания на землю.
Контроль заземляющих устройств необходимо выполнять в соот- ветствии с ТКП 181.
Электроустановки напряжением до 1 кВ зданий, сооружений и наружных установок должны, как правило, получать питание от ис- точника с глухозаземленной нейтралью с применением системы TN.
Для защиты от поражения электрическим током при косвенном прикосновении в таких электроустановках должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 4.3.5.3, 4.3.5.4. Требования к выбору систем TN-C, TN-S, TN-C-S для конкретных электроустановок приведены в соответствующих разделах настояще-
го технического кодекса.
В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью с це- лью обеспечения автоматического отключения аварийного участка питающей сети проводимость фазных и нулевых защитных провод- ников должна быть выбрана такой, чтобы при замыкании на корпус
или на нулевой защитный проводник возникал ток КЗ, превышающий не менее чем в 3 раза:
номинальный ток плавкого элемента ближайшего предохрани- теля;
номинальный ток нерегулируемого расцепителя или уставку тока регулируемого расцепителя автоматического выключателя, имеющего обратно зависимую от тока характеристику.
При защите сетей автоматическими выключателями, имеющими только электромагнитный расцепитель (отсечку), проводимость ука- занных проводников должна обеспечивать ток не ниже уставки тока мгновенного срабатывания, умноженный на коэффициент, учитыва- ющий разброс (по данным изготовителя), и на коэффициент запаса 1,1. При отсутствии данных изготовителя для автоматических выключате- лей с номинальным током до 100 А кратность тока КЗ относительно уставки следует принимать на менее 1,4, а для автоматических выклю- чателей с номинальным током более 100 А – не менее 1,25.
Полная проводимость нулевого защитного проводника во всех слу- чаях должна быть не менее 50 % проводимости фазного проводника. Если требования настоящего пункта не выполняются в отношении значения тока замыкания на корпус или на нулевой защитный про- водник, то отключение при этих замыканиях должно обеспечиваться
при помощи специальных защит.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Питание электроустановок напряжением до 1 кВ пере- менного тока от источника с изолированной нейтралью с применени- ем системы IT следует выполнять, как правило, при недопустимости перерыва питания при первом замыкании на землю или на открытые проводящие части, связанные с системой уравнивания потенциалов. В таких электроустановках для защиты при косвенном прикосновении при первом замыкании на землю должно быть выполнено защитное заземление в сочетании с контролем изоляции сети или применены УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не бо- лее 30 мА. При двойном замыкании на землю должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 4.3.5.6.
Питание электроустановок напряжением до 1 кВ от источ- ника с глухозаземленной нейтралью и с заземлением открытых про- водящих частей при помощи заземлителя, не присоединенного к ней- трали (система ТТ), допускается только в тех случаях, когда условия электробезопасности в системе TN не могут быть обеспечены. Для за- щиты при косвенном прикосновении в таких электроустановках долж- но быть выполнено автоматическое отключение питания с обязатель- ным применением УЗО. При этом должно быть соблюдено условие
Rа Iа 50 В, (4.3.1)
где Iа – ток срабатывания защитного устройства;
Ra – суммарное сопротивление заземлителя и заземляющего про- водника, при применении УЗО для защиты нескольких электро- приемников – заземляющего проводника наиболее удаленного электроприемника.
При применении защитного автоматического отключения питания должна быть выполнена основная система уравнивания по- тенциалов в соответствии с 4.3.5.8, а при необходимости также допол- нительная система уравнивания потенциалов в соответствии с 4.3.5.9.
При применении систем TN следует выполнять повторное заземление PE- и PEN-проводников питающих линий в ГРЩ или в ВУ или в ВРУ. Для повторного заземления в первую очередь следует использовать естественные заземлители. Заземлитель повторного заземления следует использовать также и в качестве заземлителя для молниезащиты, снятия статического электричества с металличе- ских кровель, защиты от заноса потенциалов по вводимым в здание подземным металлическим трубопроводам.
Сопротивление заземлителя повторного заземления при воз- душных питающих линиях напряжением до 1 кВ в любое время года должно составлять: полное – не более 5, 10 и 20 Ом соответственно при линейных напряжениях 690, 400, 230 В источника трехфазного тока или 400, 230, 133 В источника однофазного тока; с отсоединен- ными РЕ- и РЕN-проводниками питающих линий – не более 15, 30 и 60 Ом соответственно при тех же напряжениях.
4.3.2.12, 4.3.2.13 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Если время автоматического отключения питания не удов- летворяет условиям 4.3.5.3, 4.3.5.4 для системы TN и 4.3.5.6 – для си- стемы IT, то защита при косвенном прикосновении для отдельных ча- стей электроустановки или отдельных электроприемников может быть выполнена применением системы уравнивания потенциалов, двойной или усиленной изоляции (электрооборудование класса II), сверхнизкого напряжения (электрооборудование класса III), электрического разделе- ния цепей изолирующих (непроводящих) помещений, зон, площадок.
Система IT напряжением до 1 кВ, связанная через транс- форматор с сетью напряжением выше 1 кВ, должна быть защищена пробивным предохранителем от опасности, возникающей при повреж- дении изоляции между обмотками высшего и низшего напряжений трансформатора. Пробивной предохранитель должен быть установ-
лен в нейтрали или фазе на стороне низкого напряжения каждого трансформатора.
В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолирован- ной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых проводящих частей.
В таких электроустановках должна быть предусмотрена возмож- ность быстрого обнаружения замыканий на землю. Защита от замы- каний на землю должна устанавливаться с действием на отключение по всей электрически связанной сети в тех случаях, в которых это не- обходимо по условиям безопасности (для линий, питающих передвиж- ные ПС и механизмы, торфяные разработки и т.п.).
В электроустановках напряжением выше 1 кВ с эффектив- но заземленной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых прово- дящих частей.
Защитное зануление в системе TN и защитное заземле- ние в системе IT электрооборудования, установленного на опорах ВЛ (силовые и измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители, конденсаторы и другие аппараты), должно быть выполнено с соблюдением требований, приведенных в 5.2, 5.3, 6.2, а также в 4.3.
Сопротивление заземляющего устройства опоры ВЛ, на которой установлено электрооборудование, должно соответствовать требова- ниям настоящего технического кодекса.
Меры защиты от прямого прикосновения
Основная изоляция токоведущих частей должна покрывать токоведущие части и выдерживать все возможные воздействия, кото- рым она может подвергаться в процессе эксплуатации. Удаление изо- ляции должно быть возможно только путем ее разрушения. Лакокра- сочные покрытия не являются изоляцией, защищающей от поражения электрическим током, за исключением случаев, специально оговорен- ных техническими условиями на конкретные изделия. При выполне- нии изоляции во время монтажа она должна быть испытана в соот- ветствии с требованиями 4.4.
В случае, если основная изоляция обеспечивается воздушным промежутком, защита от прямого прикосновения к токоведущим ча- стям или приближения к ним на опасное расстояние, в том числе в электроустановках напряжением выше 1 кВ, должна быть выполне- на посредством оболочек, ограждений, барьеров или размещением вне зоны досягаемости.
Ограждения и оболочки в электроустановках напряжением до 1 кВ должны иметь степень защиты не менее IP 2X, за исключени- ем случаев, когда большие зазоры необходимы для нормальной рабо- ты электрооборудования.
Ограждения и оболочки должны быть надежно закреплены и иметь достаточную механическую прочность.
Вход за ограждение или вскрытие оболочки должны быть возмож- ны только при помощи специального ключа или инструмента либо после снятия напряжения с токоведущих частей. При невозможности соблюдения этих условий должны быть установлены промежуточные ограждения со степенью защиты не менее IP 2Х, удаление которых также должно быть возможно только при помощи специального ключа или инструмента.
Барьеры предназначены для защиты от случайного при- косновения к токоведущим частям в электроустановках напряжением до 1 кВ или приближения к ним на опасное расстояние в электроуста- новках напряжением выше 1 кВ, но их применение не исключает пред- намеренного прикосновения и приближения к токоведущим частям при обходе барьера. Для удаления барьеров не требуется примене- ние ключа или инструмента, однако они должны быть закреплены так, чтобы их нельзя было снять непреднамеренно. Барьеры долж- ны быть выполнены из изолирующего материала (например, жесткой пластмассы по ГОСТ 34370) и иметь красно-белую или желто-черную сигнальную разметку, выполненную в соответствии с ГОСТ 12.4.026.
Размещение вне зоны досягаемости для защиты от пря- мого прикосновения к токоведущим частям в электроустановках на- пряжением до 1 кВ или приближения к ним на опасное расстояние в электроустановках напряжением выше 1 кВ может быть примене- но при невозможности выполнения мер, указанных в 4.3.3.2, 4.3.3.3, или их недостаточности. При этом расстояние между доступными для одновременного прикосновения проводящими частями в электро- установках напряжением до 1 кВ должно быть не менее 2,5 м. Внутри зоны досягаемости не должно быть частей, имеющих разные потенци- алы и доступных для одновременного прикосновения.
В вертикальном направлении зона досягаемости в электроуста- новках напряжением до 1 кВ должна составлять 2,5 м от поверхности, на которой находятся люди (см. рисунок 4.3.6).
Указанные размеры даны без учета применения вспомогательных средств (например, инструмента, лестниц, длинных предметов).
Установка барьеров и размещение вне зоны досягаемости допускаются в помещениях, доступных только квалифицированному персоналу.
S – поверхность, на которой может находиться человек; В – основание поверхности S;
– граница зоны досягаемости токоведущих частей рукой человека, находящегося на поверхности S;
0,75; 1,25; 2,50 м – расстояния от края поверхности S до границы зоны досягаемости
Рисунок 4.3.6 – Зона досягаемости в электроустановках до 1 кВ
В помещениях электроустановок напряжением до 1 кВ не требуется защита от прямого прикосновения при одновременном выполнении следующих условий:
эти помещения отчетливо обозначены, и доступ в них возможен только с помощью ключа;
обеспечена возможность свободного выхода из помещения без ключа, даже если оно заперто на ключ снаружи;
минимальные размеры проходов обслуживания соответствуют 6.1.
Меры защиты от прямого и косвенного прикосновений
Сверхнизкое (малое) напряжение в электроустановках на- пряжением до 1 кВ может быть применено для защиты от поражения электрическим током при прямом и/или косвенном прикосновениях в сочетании с защитным электрическим разделением цепей или в со- четании с защитным автоматическим отключением питания.
В качестве источника питания цепей СНН в обоих случаях сле- дует применять безопасный разделительный трансформатор по ГОСТ 30030 или другой источник СНН, обеспечивающий равноценную степень безопасности.
Токоведущие части цепей СНН должны быть электрически отде- лены от других цепей так, чтобы обеспечивалось электрическое раз- деление, равноценное разделению между первичной и вторичной об- мотками разделительного трансформатора.
Проводники цепей СНН, как правило, должны быть проложены отдельно от проводников более высоких напряжений и защитных проводников, либо отделены от них заземленным металлическим экраном (оболочкой), либо заключены в неметаллическую оболочку дополнительно к основной изоляции.
Вилки и розетки штепсельных соединителей в цепях СНН не долж- ны допускать подключение к розеткам и вилкам других напряжений.
Штепсельные розетки должны быть без защитного контакта.
При значениях СНН выше 25 В переменного или 60 В по- стоянного тока должна быть также выполнена защита от прямого при- косновения при помощи ограждений, или оболочек, или изоляции, со- ответствующей испытательному напряжению 500 В переменного тока в течение 1 мин.
При применении СНН в сочетании с электрическим разделением цепей открытые проводящие части не должны быть преднамеренно присоединены к заземлителю, защитным проводникам или открытым проводящим частям других цепей и к сторонним проводящим частям, кроме случая, когда соединение сторонних проводящих частей с элек- трооборудованием необходимо, а напряжение на этих частях не мо- жет превысить значение СНН.
СНН в сочетании с электрическим разделением цепей следует при- менять, если при помощи СНН необходимо обеспечить защиту от по- ражения электрическим током при повреждении изоляции не только в цепи СНН, но и при повреждении изоляции в других цепях (напри- мер, в цепи, питающей источник).
При применении СНН в сочетании с автоматическим отключением питания один из выводов источника СНН и его корпус должны быть присоединены к защитному проводнику цепи, питающей источник.
В случаях, если в электроустановке применено электро- оборудование с наибольшим рабочим (функциональным) напряжени- ем, не превышающим 50 В переменного или 120 В постоянного тока, такое напряжение может быть использовано в качестве меры защиты от прямого и косвенного прикосновения, если при этом соблюдены требования 4.3.4.1 и 4.3.4.2.
Меры защиты при косвенном прикосновении
Требования защиты при косвенном прикосновении распро- страняются на:
а) корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т.п.;
б) приводы электрических аппаратов;
в) каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съемных или открывающихся частей, если на по- следних установлено электрооборудование напряжением выше 50 В переменного или 120 В постоянного тока (в случаях, предусмотренных соответствующими разделами технического кодекса: выше 25 В пере- менного или 60 В постоянного тока);
г) металлические конструкции РУ, кабельные конструкции, кабель- ные муфты, оболочки и броню контрольных и силовых кабелей, оболоч- ки проводов, рукава и трубы электропроводки, оболочки и опорные кон- струкции шинопроводов (токопроводов), лотки, короба, струны, тросы и полосы, на которых укреплены кабели и провода (кроме струн, тросов и полос, по которым проложены кабели с зануленной или заземленной металлической оболочкой или броней), а также другие металлические конструкции, на которых устанавливается электрооборудование;
д) металлические оболочки и броню контрольных и силовых кабе- лей и проводов на напряжения, не превышающие указанные в 4.3.2.5, проложенные на общих металлических конструкциях, в том числе в общих трубах, коробах, лотках и т.п., с кабелями и проводами на бо- лее высокие напряжения;
е) металлические корпуса передвижных и переносных электро- приемников;
ж) электрооборудование, установленное на движущихся частях станков, машин и механизмов.
При применении в качестве защитной меры автоматического от- ключения питания указанные открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания в системе TN и заземлены в системах IT и ТТ.
Не требуется преднамеренно присоединять к нейтрали ис- точника в системе TN и заземлять в системах IT и ТТ:
а) корпуса электрооборудования и аппаратов, установленных на металлических основаниях: конструкциях, РУ, щитах, шкафах, ста- нинах станков, машин и механизмов, присоединенных к нейтрали ис- точника питания или заземленных, при обеспечении надежного элек- трического контакта этих корпусов с основаниями;
б) конструкции, перечисленные в 4.3.5.1, при обеспечении надеж- ного электрического контакта между этими конструкциями и установ- ленным на них электрооборудованием, присоединенным к защитному проводнику;
в) съемные или открывающиеся части металлических каркасов ка- мер РУ, шкафов, ограждений и т.п., если на съемных (открывающихся) частях не установлено электрооборудование или если напряжение установленного электрооборудования не превышает значения, ука- занные в 4.3.2.5;
г) арматуру изоляторов ВЛ и присоединяемые к ней крепежные детали; д) открытые проводящие части электрооборудования с двойной
изоляцией;
е) металлические скобы, закрепы, отрезки труб механической за- щиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали электропроводок площадью до 100 см2, в том числе протяжные и ответвительные коробки скрытых электропроводок.
При выполнении автоматического отключения питания в электроустановках напряжением до 1 кВ все открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали ис- точника питания, если применена система TN, и заземлены, если при- менены системы IT или ТТ. При этом характеристики защитных аппа- ратов и параметры защитных проводников должны быть согласованы, чтобы обеспечивалось нормированное время отключения поврежден- ной цепи защитно-коммутационным аппаратом в соответствии с номи- нальным фазным напряжением питающей сети.
В электроустановках, в которых в качестве защитной меры при- менено автоматическое отключение питания, должно быть выполнено уравнивание потенциалов.
Для автоматического отключения питания могут быть примене- ны защитно-коммутационные аппараты, реагирующие на сверхтоки или на дифференциальный ток. Защита от сверхтоков должна выпол- няться в соответствии с ГОСТ 30331.9 и ГОСТ IEC/TR 61912-2.
В системе TN максимальное время защитного автоматиче- ского отключения, установленное в таблице 4.3.1, следует применять для групповых сетей по [1] с номинальным током аппарата защиты, не превышающим 32 A и 63 А, – при наличии штепсельных розеток.
Таблица 4.3.1 – Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы TN
Номинальное фазное напряжение U, В
Время отключения, с
120
0,8
230
0,4
400
0,2
Более 400
0,1
Приведенные значения времени отключения считаются достаточ- ными для обеспечения электробезопасности, в том числе в групповых сетях по [1], питающих передвижные и переносные электроприемники и ручной электроинструмент класса 1.
В распределительных сетях по [1] время защитного автоматиче- ского отключения не должно превышать 5 с.
В групповых сетях по [1], не охваченных требованиями первого абзаца настоящего пункта, допускаются значения времени защит- ного автоматического отключения более указанных в таблице 4.3.1, но не более 5 с при выполнении одного из следующих условий:
полное сопротивление защитного проводника между главной за- земляющей шиной и распределительным щитом или щитком не пре- вышает значения, Ом:
Zц ∙ 50 / U0, (4.3.2)
где Zц – полное сопротивление цепи «фаза-нуль», Ом; U0 – номинальное фазное напряжение цепи, В;
50 – падение напряжения на участке защитного проводника меж- ду главной заземляющей шиной и распределительным щитом или щитком, В;
к шине РЕ распределительного щита или щитка присоединена дополнительная система уравнивания потенциалов, охватывающая те же сторонние проводящие части, что и основная система уравни- вания потенциалов.
Если время защитного автоматического отключения не удовле- творяет вышеуказанным требованиям, допускается применение УЗО, реагирующих на дифференциальный ток.
Не допускается применять УЗО, реагирующие на диффе- ренциальный ток, в четырехпроводных трехфазных цепях (система TN-C). В случае необходимости (например, в действующих электро- установках) применения УЗО для защиты отдельных электроприемни- ков, получающих питание от системы TN-C, защитный PE-проводник электроприемника должен быть подключен к PEN-проводнику цепи, питающей электроприемник, до УЗО.
В системе IT время автоматического отключения питания при двойном замыкании на открытые проводящие части должно соот- ветствовать таблице 4.3.2.
Таблица 4.3.2 – Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы IT
Номинальное линейное напряжение U0, В
Время отключения, с
230
0,8
400
0,4
690
0,2
Более 690
0,1
В каждом здании должна быть выполнена основная систе- ма уравнивания потенциалов. Все проводящие части, входящие в зда- ние извне, должны присоединяться к искусственному заземлителю или системе уравнивания потенциалов на входе в здание.
Основная система уравнивания потенциалов в электро- установках до 1 кВ должна соединять между собой, с учетом требова- ний, изложенных в [64] (пункт 17.1.16), следующие проводящие части:
нулевой защитный РЕ- или РЕN-проводник питающей линии
в системе TN;
заземляющий проводник, присоединенный к заземляющему устройству электроустановки, в системах IT и ТТ;
заземляющий проводник, присоединенный к заземлителю по- вторного заземления на вводе в здание (если есть заземлитель);
металлические трубы коммуникаций, входящие в здание: горяче- го и холодного водоснабжения, канализации, отопления, газоснабже- ния и т.п. Такие проводящие части, расположенные в непосредствен- ной близости друг к другу, для обеспечения безопасности должны быть также электрически связаны между собой на вводе в здание.
Если трубопровод газоснабжения имеет изолирующую вставку на вводе в здание, к основной системе уравнивания потенциалов при- соединяется только та часть трубопровода, которая находится относи- тельно изолирующей вставки со стороны здания;
Соединения проводящих частей основной и дополнительной си- стем уравнивания потенциалов выполняются в соответствии с требо- ваниями, изложенными в [64] (пункт 17.1.16);
металлические части каркаса здания;
металлические части централизованных систем вентиляции и кондиционирования. При наличии децентрализованных систем вентиляции и кондиционирования металлические воздуховоды сле- дует присоединять к шине РЕ щитов питания вентиляторов и конди- ционеров;
заземляющее устройство системы молниезащиты в соответ- ствии с [9];
заземляющий проводник функционального (рабочего) заземле- ния, если таковое имеется и отсутствуют ограничения на присоедине- ние сети рабочего заземления к заземляющему устройству защитного заземления;
металлические оболочки телекоммуникационных кабелей.
Рисунок 4.3.7 (Исключен. Изм. № 1)
Для соединения с основной системой уравнивания потенциалов указанные части должны быть присоединены к главной заземляющей шине (см. 4.3.13.1, 4.3.13.2). Присоединение частей, указанных в пун- ктах перечисления 4)–7) и 9), должно быть выполнено при помощи проводников системы уравнивания потенциалов.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Система дополнительного уравнивания потенциалов долж- на соединять между собой все одновременно доступные прикоснове- нию открытые проводящие части стационарного электрооборудования и сторонние проводящие части, включая доступные прикосновению металлические части строительных конструкций здания, а также ну- левые защитные проводники в системе TN и защитные заземляющие проводники в системах IT и ТТ, включая защитные проводники штеп- сельных розеток.
Для уравнивания потенциалов могут быть использованы специ- ально предусмотренные проводники либо открытые и сторонние про- водящие части, если они удовлетворяют требованиям 4.3.14.2 к за- щитным проводникам в отношении проводимости и непрерывности электрической цепи.
Защита при помощи двойной или усиленной изоляции может быть обеспечена применением электрооборудования класса II или заключением электрооборудования, имеющего только основную изоляцию токоведущих частей, в изолирующую оболочку.
Проводящие части оборудования с двойной изоляцией не должны быть присоединены к защитному проводнику и к системе уравнивания потенциалов.
Защитное электрическое разделение цепей следует при- менять, как правило, для одной цепи.
Наибольшее рабочее напряжение отделяемой цепи не должно
превышать 500 В.
Питание отделяемой цепи должно быть выполнено от разделитель- ного трансформатора, соответствующего ГОСТ 30030, или от другого источника, обеспечивающего равноценную степень безопасности.
Токоведущие части цепи, питающейся от разделительного транс- форматора, не должны иметь соединений с заземленными частями и защитными проводниками других цепей.
Проводники цепей, питающихся от разделительного трансформа- тора, рекомендуется прокладывать отдельно от других цепей. Если это невозможно, то для таких цепей необходимо использовать кабе- ли без металлической оболочки, брони, экрана или изолированные провода, проложенные в изоляционных трубах, коробах и каналах, при условии, что номинальное напряжение этих кабелей и проводов
соответствует наибольшему напряжению совместно проложенных це- пей, а каждая цепь защищена от сверхтоков.
Если от разделительного трансформатора питается только один электроприемник, то его открытые проводящие части не должны быть присоединены ни к защитному проводнику, ни к открытым проводя- щим частям других цепей.
Допускается питание нескольких электроприемников от одного разделительного трансформатора при одновременном выполнении следующих условий:
открытые проводящие части отделяемой цепи не должны иметь электрической связи с металлическим корпусом источника питания;
открытые проводящие части отделяемой цепи должны быть со- единены между собой изолированными незаземленными проводника- ми местной системы уравнивания потенциалов, не имеющей соедине- ний с защитными проводниками и открытыми проводящими частями других цепей;
все штепсельные розетки должны иметь защитный контакт, при- соединенный к местной незаземленной системе уравнивания потен- циалов;
все гибкие кабели, за исключением питающих оборудование класса II, должны иметь защитный проводник, применяемый в каче- стве проводника уравнивания потенциалов;
время отключения устройством защиты при двухфазном замы- кании на открытые проводящие части не должно превышать время, указанное в таблице 4.3.2.
Изолирующие (непроводящие) помещения, зоны и пло- щадки могут быть применены в электроустановках напряжением до 1 кВ, если требования к автоматическому отключению питания не могут быть выполнены, а применение других защитных мер невоз- можно либо нецелесообразно.
Сопротивление относительно локальной земли изолирующего пола и стен таких помещений, зон и площадок в любой точке должно быть не менее:
50 кОм – при номинальном напряжении электроустановки до 500 В включительно, измеренное мегаомметром на напряжение 500 В;
100 кОм – при номинальном напряжении электроустановки более 500 В, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В.
Если сопротивление в какой-либо точке меньше указанных, такие помещения, зоны, площадки не должны рассматриваться в качестве меры защиты от поражения электрическим током.
Для изолирующих (непроводящих) помещений, зон, площадок до- пускается использование электрооборудования класса 0 при соблю- дении по крайней мере одного из трех следующих условий:
открытые проводящие части удалены одна от другой и от сто- ронних проводящих частей не менее чем на 2 м. Допускается умень- шение этого расстояния вне зоны досягаемости до 1,25 м;
открытые проводящие части отделены от сторонних проводя- щих частей барьерами из изоляционного материала. При этом рассто- яния не менее указанных в перечислении 1) должны быть обеспечены с одной стороны барьера;
сторонние проводящие части покрыты изоляцией, выдерживаю- щей испытательное напряжение не менее 2 кВ в течение 1 мин.
В изолирующих помещениях (зонах) не должен предусматриваться защитный проводник.
Должны быть предусмотрены меры против заноса потенциала на сторонние проводящие части помещения извне.
Пол и стены таких помещений не должны подвергаться воздей- ствию влаги.
При выполнении мер защиты в электроустановках на- пряжением до 1 кВ классы применяемого электрооборудования по способу защиты человека от поражения электрическим током по ГОСТ 12.2.007.0 следует принимать в соответствии с таблицей 4.3.3.
Таблица 4.3.3 – Применение электрооборудования в электроустановках напряжением до 1 кВ
Класс по ГОСТ 12.2.007.0 | Маркировка | Назначение защиты | Условия применения электрооборудования в электроустановке |
Класс 0 | – | При косвенном прикосновении |
|
Класс I | Защитный зажим – знак , или буквы РЕ, или желто-зеленые полосы | При косвенном прикосновении | Присоединение заземляющего зажима электрооборудования к защитному проводнику электро- установки |
Класс II | Знак | При косвенном прикосновении | Независимо от мер защиты, принятых в электроустановке |
Класс III | Знак | От прямого и косвенного прикосновений | Питание от безопасного разде- лительного трансформатора |
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью
Заземляющие устройства электроустановок напряжени- ем выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью сле- дует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивле- нию (см. 4.3.6.3), либо к напряжению прикосновения (см. 4.3.6.4), а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению (см. 4.3.6.5, 4.3.6.6) и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве (см. 4.3.6.2). Требования 4.3.6.2–4.3.6.6 не распространя- ются на заземляющие устройства опор ВЛ и кабельные колодцы КЛ.
Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно, как правило, превы- шать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановок. При напряжении на заземляющем устройстве более 5 кВ должны быть предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы элек- троустановки.
Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюде- нием требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления есте- ственных и искусственных заземлителей.
В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и попе- речные горизонтальные заземлители и объединять их между собой в заземляющую сетку.
Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5–0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8–1,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Допускается увеличение расстояний от фундаментов или оснований оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны об- служивания обращены друг к другу, а расстояние между основаниями или фундаментами двух рядов не превышает 3,0 м.
Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5–0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и после- дующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать
соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5; 16,0; 20,0 м. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к зазем- ляющему устройству, а также в зоне расположения высоковольтного оборудования не должны превышать 66 м.
Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю тер- ритории, занимаемой заземляющим устройством, так, чтобы они в со- вокупности образовывали замкнутый контур.
Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения электроустановки, то у входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей, присоединенных к внешнему горизон- тальному заземлителю напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3–5 м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.
Заземляющее устройство, которое выполняется с соблю- дением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю обеспечивать значения напряжений прикосновения, не пре- вышающие нормированных ГОСТ 12.1.038. Сопротивление заземляю- щего устройства при этом определяется по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю.
При определении значения допустимого напряжения прикоснове- ния в качестве расчетного времени воздействия следует принимать сумму времени действия защиты и полного времени отключения выключателя. При определении допустимых значений напряжений прикосновения у рабочих мест, где при производстве оперативных переключений могут возникнуть КЗ на конструкции, доступные для при- косновения производящему переключения персоналу, следует прини- мать время действия резервной защиты, а для остальной террито- рии – основной защиты.
Примечание – Рабочее место следует понимать как место оперативного обслуживания электрических аппаратов.
Размещение продольных и поперечных горизонтальных заземли- телей должно определяться требованиями ограничения напряжений прикосновения до нормированных значений и удобством присоеди- нения заземляемого оборудования. Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должно превышать 30 м, а глубина их заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. Для снижения напряжения прикосновения у ра- бочих мест в необходимых случаях может быть выполнена система
выравнивания потенциалов путем укладки специальной потенциа- ловыравнивающей решетки или подсыпки щебня слоем толщиной 0,1–0,2 м.
В случае объединения заземляющих устройств разных напряже- ний в одно общее заземляющее устройство напряжение прикоснове- ния должно определяться по наибольшему току КЗ на землю объеди- няемых ОРУ.
При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований, предъявляемых к его сопротивлению или к напряжению прикосновения, дополнительно к требованиям 4.3.6.3 и 4.3.6.4 следует:
прокладывать заземляющие проводники, присоединяющие обо- рудование или конструкции к заземлителю, в земле на глубине не ме- нее 0,3 м;
прокладывать продольные и поперечные горизонтальные зазем- лители (в четырех направлениях) вблизи мест расположения зазем- ляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей.
При выходе заземляющего устройства за пределы огражде- ния электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, следует прокладывать на глуби- не не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами.
Внешнюю ограду электроустановок не рекомендуется при- соединять к заземляющему устройству.
Если от электроустановки отходят ВЛ 110 кВ и выше, то ограду сле- дует заземлить с помощью вертикальных заземлителей длиной 2–3 м, установленных у стоек ограды по всему ее периметру через 20–50 м. Установка таких заземлителей не требуется для ограды с металличе- скими стойками и с теми стойками из железобетона, арматура которых электрически соединена с металлическими звеньями ограды.
Для исключения электрической связи внешней ограды с зазем- ляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземля- ющего устройства, расположенных вдоль нее с внутренней, внешней или с обеих сторон, должно быть не менее 2 м. Выходящие за преде- лы ограды горизонтальные заземлители, трубы и кабели с металли- ческой оболочкой или броней и другие металлические коммуникации должны быть проложены посередине между стойками ограды на глу- бине не менее 0,5 м. В местах примыкания внешней ограды к зданиям и сооружениям, а также в местах примыкания к внешней ограде вну- тренних металлических ограждений должны быть выполнены кирпич- ные или деревянные вставки длиной не менее 1 м.
Питание электроприемников, установленных на внешней ограде, следует осуществлять от разделительных трансформаторов. Эти транс-
форматоры не допускается устанавливать на ограде. Линия, соединяю- щая вторичную обмотку разделительного трансформатора с электропри- емником, расположенным на ограде, должна быть изолирована от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.
Если выполнение хотя бы одного из указанных мероприятий не- возможно, то металлические части ограды следует присоединить к заземляющему устройству и выполнить выравнивание потенциалов так, чтобы напряжение прикосновения с внешней и внутренней сто- рон ограды не превышало допустимых значений. При выполнении за- земляющего устройства по допустимому сопротивлению с этой целью должен быть проложен горизонтальный заземлитель с внешней сто- роны ограды на расстоянии 1 м от нее и на глубине 1 м. Этот заземли- тель следует присоединять к заземляющему устройству не менее чем в четырех точках.
Если заземляющее устройство электроустановки напряже- нием выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью соедине- но с заземляющим устройством другой электроустановки при помощи кабеля с металлической оболочкой или броней или других металли- ческих связей, то для выравнивания потенциалов вокруг указанной другой электроустановки или здания, в котором она размещена, не- обходимо соблюдение одного из следующих условий:
прокладка в земле на глубине 1 м и на расстоянии 1 м от фун- дамента здания или от периметра территории, занимаемой обору- дованием, заземлителя, соединенного с системой уравнивания по- тенциалов этого здания или этой территории, а у входов и у въездов в здание – укладка проводников на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м соответственно и соединение этих проводников с заземлителем;
использование железобетонных фундаментов в качестве зазем- лителей в соответствии с 4.3.11.1, если при этом обеспечивается до- пустимый уровень выравнивания потенциалов. Обеспечение условий выравнивания потенциалов посредством железобетонных фундамен- тов, используемых в качестве заземлителей, определяется в соответ- ствии с ГОСТ 12.1.030.
Не требуется выполнение условий, указанных в перечислениях 1) и 2) настоящего подпункта, если вокруг зданий имеются асфальтовые отмостки, в том числе у входов и у въездов. Если у какого-либо входа (въезда) отмостка отсутствует, у этого входа (въезда) должно быть вы- полнено выравнивание потенциалов путем укладки двух проводников, как указано в перечислении 1) настоящего подпункта, или соблюде- но условие, приведенное в перечислении 2) настоящего подпункта. При этом во всех случаях должны выполняться требования 4.3.6.8.
Во избежание выноса потенциала не допускается пита- ние электроприемников, находящихся за пределами заземляющих устройств электроустановок напряжением выше 1 кВ сети с эффек- тивно заземленной нейтралью, от обмоток до 1 кВ с заземленной ней- тралью трансформаторов, находящихся в пределах контура заземля- ющего устройства электроустановки напряжением выше 1 кВ.
При необходимости питание таких электроприемников может осу- ществляться от трансформатора с изолированной нейтралью на сто- роне напряжением до 1 кВ по КЛ, выполненной кабелем без металли- ческой оболочки и без брони, или по ВЛ.
При этом напряжение на заземляющем устройстве не должно пре- вышать напряжение срабатывания пробивного предохранителя, уста- новленного на стороне низшего напряжения трансформатора с изо- лированной нейтралью.
Питание таких электроприемников может также осуществляться от разделительного трансформатора. Разделительный трансформатор и линия от его вторичной обмотки к электроприемнику, если она про- ходит по территории, занимаемой заземляющим устройством электро- установки напряжением выше 1 кВ, должны иметь изоляцию от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью
В электроустановках напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устрой- ства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в лю- бое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть
R 250 / I, (4.3.3)
но не более 10 Ом, где I – расчетный ток замыкания на землю, А. В качестве расчетного тока принимается:
в сетях без компенсации емкостных токов – ток замыкания на землю;
в сетях с компенсацией емкостных токов:
для заземляющих устройств, к которым присоединены компенси- рующие аппараты, – ток, равный 125 % номинального тока наиболее мощного из этих аппаратов;
для заземляющих устройств, к которым не присоединены ком- пенсирующие аппараты, – ток замыкания на землю, проходящий
в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов.
Расчетный ток замыкания на землю должен быть определен для той из возможных в эксплуатации схем сети, при которой он имеет наибольшее значение.
При использовании заземляющего устройства одновремен- но для электроустановок напряжением до 1 кВ с изолированной ней- тралью должны быть выполнены условия 4.3.9.1.
При использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ с глухозаземленной ней- тралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не бо- лее указанного в 4.3.8.2 либо к заземляющему устройству должны быть присоединены оболочки и броня не менее двух кабелей на на- пряжение до или выше 1 кВ или обоих напряжений, при общей про- тяженности этих кабелей не менее 1 км.
Для ПС напряжением 6–10/0,4 кВ должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство, к которому должны быть при- соединены:
нейтраль трансформатора на стороне напряжением до 1 кВ;
корпус трансформатора;
металлические оболочки и броня кабелей напряжением до 1 кВ и выше;
открытые проводящие части электроустановок напряжением до 1 кВ и выше;
сторонние проводящие части.
Вокруг площади, занимаемой отдельно стоящей ПС, на глубине 0,3–0,5 м и на расстоянии 0,8–1,0 м от края фундамента здания ПС рекомендуется прокладывать замкнутый горизонтальный заземли- тель (контур), присоединенный к заземляющему устройству.
Вокруг площади, занимаемой отдельно стоящей ПС с открытым РУ напряжением выше 1 кВ, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундаментов открыто установленного оборудо- вания, должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземли- тель (контур), присоединенный к заземляющему устройству.
Заземляющее устройство сети напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью, объединенное с заземляющим устрой- ством сети напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной ней- тралью в одно общее заземляющее устройство, должно удовлетво- рять также требованиям 4.3.6.2 и 4.3.6.3.
Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью
В электроустановках с глухозаземленной нейтралью ней- траль генератора или трансформатора трехфазного переменного тока, средняя точка источника постоянного тока, один из выводов ис- точника однофазного тока должны быть присоединены к заземлителю при помощи заземляющего проводника.
Искусственный заземлитель, предназначенный для заземления нейтрали, как правило, должен быть расположен вблизи генератора или трансформатора. Для внутрицеховых подстанций допускается располагать заземлитель около стены здания.
Если фундамент здания, в котором размещается ПС, использует- ся в качестве естественных заземлителей, нейтраль трансформатора следует заземлять путем присоединения не менее чем к двум метал- лическим колоннам или к закладным деталям, приваренным к армату- ре, не менее двух железобетонных фундаментов.
Во всех случаях должны быть приняты меры по обеспечению не- прерывности цепи заземления и защите заземляющего проводника от механических повреждений.
Если в PEN-проводнике, соединяющем нейтраль трансформато- ра или генератора с шиной PEN распределительного устройства на- пряжением до 1 кВ, установлен трансформатор тока, то заземляющий проводник должен быть присоединен не к нейтрали трансформатора или генератора непосредственно, а к PEN-проводнику, по возмож- ности сразу за трансформатором тока. В таком случае разделение PEN-проводника на РЕ- и N-проводники в системе TN-S должно быть выполнено также за трансформатором тока. Трансформатор тока следует размещать как можно ближе к выводу нейтрали генератора или трансформатора.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Сопротивление заземляющего устройства, к которому при- соединены нейтрали генератора или трансформатора либо выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не бо- лее 2, 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 690, 400, 230 В источника трехфазного тока или 400, 230, 133 В источника од- нофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспечено с уче- том использования естественных заземлителей, а также заземлите- лей повторных заземлений PEN- или PE-проводника ВЛ напряжением до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. Сопротив- ление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали генератора или трансформатора или вывода источника
однофазного тока, должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответствен- но при линейных напряжениях 690, 400, 230 В источника трехфазного тока или 400, 230, 133 В источника однофазного тока.
При удельном сопротивлении земли > 100 Омм допускается уве-
личение указанных норм в 0,01 раз, но не более десятикратного.
На концах ВЛ или ответвлений от них длиной более 200 м, а также на вводах ВЛ к электроустановкам, в которых в качестве защит- ной меры при косвенном прикосновении применено автоматическое отключение питания, должны быть выполнены повторные заземления PEN-проводника. При этом в первую очередь следует использовать естественные заземлители, например подземные части опор, а также заземляющие устройства, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений (см. 6.2).
Указанные повторные заземления выполняются, если более ча- стые заземления по условиям защиты от грозовых перенапряжений не требуются.
Повторные заземления PEN-проводника в сетях постоянного тока должны быть выполнены при помощи отдельных искусственных за- землителей, которые не должны иметь металлических соединений с подземными трубопроводами.
Заземляющие проводники для повторных заземлений PEN-провод- ника должны иметь размеры не менее приведенных в таблице 4.3.4.
Общее сопротивление растеканию заземлителей (в том числе естественных) всех повторных заземлений PEN-проводника каждой ВЛ в любое время года должно быть не более 5, 10 и 20 Ом соответственно при линейных напряжениях 690, 400, 230 В источника трехфазного тока или 400, 230, 133 В источника однофазного тока. При этом сопротивление растеканию заземлителя каждого из повтор- ных заземлений должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответственно при тех же напряжениях.
При удельном сопротивлении земли > 100 Омм допускается уве-
личение указанных норм в 0,01 раз, но не более десятикратного.
Таблица 4.3.4 – Наименьшие размеры заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле
Материал | Поверхность | Профиль | Минимальный размер | ||||
Диаметр, мм | Площадь попереч- ного сечения, мм2 | Толщина, мм | Толщина покрытия | ||||
Единич- ное зна- чение, мкм | Среднее значе- ние, мкм | ||||||
Сталь черная | Без покрытия | Прямоугольныйа | – | 100 | 4 | – | – |
Угловой | – | 100 | 4 | – | – | ||
Трубный | 32 | – | 3,5 | – | – | ||
Круглый для верти- кальных заземлите- лей длиной до 5 м | 12 | – | – | – | – | ||
Круглый для вертикальных за- землителей длиной более 5 м | 16 | – | – | – | – | ||
Круглый для горизон- тальных заземли- телей | 10 | – | – | – | – | ||
Сталь | Оцинкован- ная горячим способомб или нержаве- ющаяб,в | Прямоугольный | – | 90 | 3 | 63 | 70 |
Угловой | – | 90 | 3 | 63 | 70 | ||
Круглый для верти- кальных заземлите- лей длиной до 5 м | 12 | – | – | 63 | 70 | ||
Круглый для вертикальных за- землителей длиной более 5 м | 16 | – | – | 63 | 70 | ||
Оцинкован- ная горячим способомб или нержаве- ющаяб,в | Круглая проволока для горизонтальных заземлителей | 10 | – | – | 50г | ||
Трубный | 25 | – | 2 | 47 | 55 | ||
В медной обо- лочке | Круглые стержни для глубинных электро- дов заземления | 15 | – | – | 2000 | ||
С электро- химическим медным покрытием | Круглые стержни для глубинных электро- дов заземления | 14 | – | – | 240 | 250 | |
Окончание таблицы 4.3.4
Материал | Поверхность | Профиль | Минимальный размер | ||||
Диаметр, мм | Площадь попереч- ного сечения, мм2 | Толщина, мм | Толщина покрытия | ||||
Единич- ное зна- чение, мкм | Среднее значе- ние, мкм | ||||||
Медь | Без покрытияа | Прямоугольный | – | 50 | 2 | – | – |
Круглая проволока для горизонтальных заземлителей | – | 25 д | – | – | – | ||
Медь | Без покрытияа | Трос | 1,8 для каждой прово- локи | 25 | – | – | – |
Трубный | – | – | 2 | - | - | ||
Медь | Луженая | Трос | 1,8 для каждой прово- локи | 25 | – | 1 | 5 |
Оцинкованная | Прямоугольный | – | 50 | 2 | 20 | 40 | |
а Прокат или нарезанная полоса со скругленными краями. б Может также быть использован для электродов, погруженных в бетон. в Применяется без покрытия. г В случае непрерывного горячего цинкования толщина покрытия в 50 мкм соответствует настоя- щим техническим возможностям. д Если экспериментально доказано, что вероятность повреждения от коррозии и механических воз- действий мала, то может использоваться сечение 16 мм2. | |||||||
Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью
4.3.9.1 Сопротивление заземляющего устройства, используемого для защитного заземления открытых проводящих частей, в системе IT должно соответствовать условию
R Uпр / I, (4.3.4)
где R – сопротивление заземляющего устройства, Ом;
Uпр – напряжение прикосновения, значение которого принимается равным 50 В (см. 4.3.2.5);
I – полный ток замыкания на землю, А.
Как правило, не требуется принимать значение сопротивления заземляющего устройства более 4 Ом. Допускается сопротивление до 10 Ом, если соблюдено приведенное выше условие, а мощность генераторов или трансформаторов не превышает 100 кВА, в том чис- ле суммарная мощность генераторов или трансформаторов, работа- ющих параллельно.
Заземляющие устройства в районах с большим удельным сопротивлением земли
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью в районах с боль- шим удельным сопротивлением земли рекомендуется выполнять с со- блюдением требований, предъявляемых к напряжению прикоснове- ния (см. 4.3.6.4).
При сооружении искусственных заземлителей в районах с большим удельным сопротивлением земли рекомендуются следую- щие мероприятия:
устройство вертикальных заземлителей увеличенной длины, в том числе составных вертикальных глубинных заземлителей длиной до 30 м, если с глубиной удельное сопротивление земли снижается, а естественные углубленные заземлители (например, скважины с ме- таллическими обсадными трубами) отсутствуют;
устройство выносных заземлителей, если вблизи (до 2 км) от элек- троустановки есть места с меньшим удельным сопротивлением земли;
применение искусственной обработки грунта неагрессивными к материалу заземлителя компонентами с целью снижения его удель- ного сопротивления, если другие способы не могут быть применены или не дают необходимого эффекта.
В электроустановках напряжением выше 1 кВ, а также до 1 кВ с изолированной нейтралью для земли с удельным сопротивлением бо- лее 500 Омм, если мероприятия, предусмотренные 4.3.10.1 и 4.3.10.2, не позволяют получить приемлемые по экономическим соображениям заземлители, допускается повысить требуемые настоящей главой зна- чения сопротивлений заземляющих устройств в 0,002 раз, где – эк- вивалентное удельное сопротивление земли, Омм. При этом увеличе- ние требуемых настоящим подразделом сопротивлений заземляющих устройств должно быть не более десятикратного.
Заземлители
В качестве естественных заземлителей могут быть ис- пользованы:
металлические и железобетонные конструкции зданий и соору- жений, находящиеся в соприкосновении с землей, в том числе желе- зобетонные фундаменты зданий и сооружений, имеющие защитные гидроизоляционные покрытия в неагрессивных, слабо- и среднеагрес- сивных средах;
металлические трубы водопровода, проложенные в земле;
обсадные трубы буровых скважин;
металлические шпунты гидротехнических сооружений, водово- ды, закладные части затворов и т.п.;
рельсовые пути магистральных неэлектрифицированных желез- ных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устрой- ства перемычек между рельсами;
другие находящиеся в земле металлические конструкции и со- оружения;
заземлители опор ВЛ, соединенные с заземляющим устрой- ством электроустановки при помощи грозозащитного троса ВЛ, если трос не изолирован от опор ВЛ;
свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле (алюмини- евые оболочки кабелей не допускается использовать в качестве есте- ственных заземлителей).
Если оболочки кабелей служат единственными заземлителями, то в расчете заземляющих устройств они должны учитываться при ко- личестве кабелей не менее двух;
PEN-проводники ВЛ до 1 кВ с повторными заземлениями при ко- личестве ВЛ не менее двух.
Не допускается использовать в качестве заземлителей трубопроводы горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов и смесей и трубопроводы канализации и центрального отопления. Указанные ограничения не исключают необходимости присоединения таких трубопроводов к заземляющему устройству с целью уравнива- ния потенциалов в соответствии с 4.3.5.7.
Не следует использовать в качестве заземлителей железобетон- ные конструкции зданий и сооружений с предварительно напряженной арматурой, однако это ограничение не распространяется на опоры ВЛ и опорные конструкции ОРУ.
Возможность использования естественных заземлителей по условию плотности протекающих по ним токов, необходимость сварки арматур- ных стержней железобетонных фундаментов и конструкций, приварки анкерных болтов стальных колонн к арматурным стержням железобе- тонных фундаментов, а также возможность использования фундаментов в сильноагрессивных средах должны быть определены расчетом.
Искусственные заземлители могут быть из черной или оцинкованной стали, омедненными или медными.
Искусственные заземлители не должны иметь окраски.
Материал и наименьшие размеры заземлителей должны соответ- ствовать приведенным в таблице 4.3.4.
Сечение горизонтальных заземлителей для электроуста- новок напряжением выше 1 кВ следует выбирать по условию терми- ческой стойкости при допустимой температуре нагрева 400 °С (крат- ковременный нагрев, соответствующий времени действия защиты и отключения коммутационного аппарата).
В случае опасности коррозии заземляющих устройств следует вы- полнить одно из следующих мероприятий:
увеличить сечения заземлителей и заземляющих проводников с учетом расчетного срока их службы;
применить заземлители и заземляющие проводники, оцинкован- ные горячим способом, омедненные или медные.
При этом следует учитывать возможное увеличение сопротивле- ния заземляющих устройств, обусловленное коррозией.
Траншеи для горизонтальных заземлителей должны заполняться однородным грунтом, не содержащим щебня и строительного мусора.
Не следует располагать (использовать) заземлители в местах, где земля подсушивается под действием тепла трубопроводов и т.п.
Заземляющие проводники
Сечения заземляющих проводников в электроустанов- ках напряжением до 1 кВ должны соответствовать требованиям
к защитным проводникам.
Наименьшие сечения заземляющих проводников, проложенных в земле, должны соответствовать приведенным в таблице 4.3.4.
Прокладка в земле алюминиевых неизолированных проводников не допускается.
В электроустановках напряжением выше 1 кВ сечения заземляющих проводников должны быть выбраны такими, чтобы при протекании по ним наибольшего тока однофазного КЗ в электро- установках с эффективно заземленной нейтралью или тока двухфаз- ного КЗ в электроустановках с изолированной нейтралью температура заземляющих проводников не превысила 400 °С (кратковременный нагрев, соответствующий полному времени действия защиты и отклю- чения коммутационного аппарата).
В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолиро- ванной нейтралью проводимость заземляющих медных проводни- ков сечением до 25 мм2 или равноценное ему из других материалов должна составлять не менее 1/3 проводимости фазных проводников.
Как правило, не требуется применение медных проводников сечением более 25 мм2, алюминиевых – 35 мм2, стальных – 120 мм2.
Для выполнения измерений сопротивления заземляюще- го устройства в удобном месте должна быть предусмотрена возмож- ность отсоединения заземляющего проводника. В электроустановках напряжением до 1 кВ таким местом, как правило, является главная за- земляющая шина. Отсоединение заземляющего проводника должно быть возможно только при помощи инструмента.
Заземляющий проводник, присоединяющий заземлитель рабочего (функционального) заземления к главной заземляющей шине в электроустановках напряжением до 1 кВ, должен иметь сечение не менее: медный – 10 мм2, алюминиевый – 16 мм2, стальной – 75 мм2.
У мест ввода заземляющих проводников в здания должен быть предусмотрен опознавательный знак .
4.3.13 Главная заземляющая шина
4.3.13.1 Главная заземляющая шина может быть выполнена вну- три ВУ электроустановки напряжением до 1 кВ или отдельно от него.
Внутри ВУ в качестве главной заземляющей шины следует исполь- зовать шину РЕ.
Отдельно устанавливаемая главная заземляющая шина должна быть расположена в доступном, удобном для обслуживания месте вблизи ВУ.
Сечение отдельно установленной главной заземляющей шины должно быть не менее сечения РЕ(PEN)-проводника питающей линии. Главная заземляющая шина должна быть, как правило, медной.
Допускается применение главной заземляющей шины из оцинкован- ной методом горячего цинкования стали. Применение алюминиевых шин не допускается.
В конструкции шины должна быть предусмотрена возможность индивидуального отсоединения присоединенных к ней проводников. Отсоединение должно быть возможно только с использованием ин- струмента.
В местах, доступных только квалифицированному персоналу, глав- ную заземляющую шину следует устанавливать открыто. В местах, до- ступных посторонним лицам, она должна иметь защитную оболочку – шкаф или ящик с запирающейся на ключ дверцей. На дверце или на стене над шиной должен быть нанесен знак .
(Измененная редакция. Изм. № 1)
Если здание имеет несколько обособленных вводов, глав- ная заземляющая шина должна быть выполнена для каждого ВУ. При наличии встроенных трансформаторных подстанций главная за-
земляющая шина должна устанавливаться возле каждой из них. Эти шины должны соединяться проводником уравнивания потенциалов сечением (с эквивалентной проводимостью), равным сечению мень- шей из попарно соединяемых главных заземляющих шин.
Сечение PE-шины в ВУ электроустановок зданий и, соответственно, главной заземляющей шины принимается по ГОСТ IEC 61439-1. Минимальное сечение PE-шины определяется по табли- це 4.3.5.
Таблица 4.3.5 – Наименьшие сечения РЕ-шин
Сечение фазного проводника, S, мм2
Наименьшее сечение PE-шины, мм2
До 16 включ.
S
Св. 16 до 35 включ.
16
Св. 35 до 400 включ.
S/2
Св. 400 до 800 включ.
200
Св. 800
S/4
Если главные заземляющие шины устанавливаются отдельно и к ним не присоединяются нулевые защитные проводники электро- установки, в том числе PEN(PE)-проводники питающей линии, то се- чение (эквивалентная проводимость) каждой из отдельно устанавли- ваемых главных заземляющих шин принимается равной половине сечения PE-шины, наибольшей из всех PE-шин, но не менее меньшего из сечений PE-шин ВУ.
Для соединения нескольких главных заземляющих шин могут исполь- зоваться сторонние проводящие части, если они соответствуют требова- ниям 4.3.14.2 к непрерывности и проводимости электрической цепи.
Защитные проводники (РЕ-проводники)
В качестве РЕ-проводников в электроустановках напряже- нием до 1 кВ могут использоваться:
специально предусмотренные проводники:
жилы многожильных кабелей;
изолированные или неизолированные провода в общей оболочке с фазными проводами;
стационарно проложенные изолированные или неизолирован- ные проводники;
открытые проводящие части электроустановок:
алюминиевые оболочки кабелей;
стальные трубы электропроводок;
металлические оболочки и опорные конструкции шинопроводов и комплектных устройств заводского изготовления.
Металлические короба и лотки электропроводок можно использо- вать в качестве защитных проводников при условии, что конструкцией коробов и лотков предусмотрено такое использование, о чем имеется указание в документации изготовителя, а их расположение исключает возможность механического повреждения;
некоторые сторонние проводящие части:
металлические строительные конструкции зданий и сооружений (фермы, колонны и т.п.);
арматура железобетонных строительных конструкций зданий при условии выполнения требований 4.3.14.2;
металлические конструкции производственного назначения (под- крановые рельсы, галереи, площадки, шахты лифтов, подъемников, элеваторов, обрамления каналов и т.п.).
Использование открытых и сторонних проводящих частей в качестве PE-проводников допускается, если они отвечают требова- ниям настоящего раздела к проводимости и непрерывности электри- ческой цепи.
Сторонние проводящие части могут быть использованы в качестве PE-проводников, если они, кроме того, одновременно отвечают следу- ющим требованиям:
непрерывность электрической цепи обеспечивается либо их конструкцией, либо соответствующими соединениями, защищенными от механических, химических и других повреждений;
их демонтаж невозможен, если не предусмотрены меры по со- хранению непрерывности цепи и ее проводимости.
Не допускается использовать в качестве PE-проводников:
металлические оболочки изоляционных трубок и трубчатых про- водов, несущие тросы при тросовой электропроводке, металлорукава, а также свинцовые оболочки проводов и кабелей;
трубопроводы газоснабжения и другие трубопроводы горючих и взрывоопасных веществ и смесей, трубы канализации и централь- ного отопления;
водопроводные трубы при наличии в них изолирующих вставок.
Нулевые защитные проводники цепей не допускается ис- пользовать в качестве нулевых защитных проводников электрообо- рудования, питающегося по другим цепям, а также использовать от- крытые проводящие части электрооборудования в качестве нулевых защитных проводников для другого электрооборудования, за исключе- нием оболочек и опорных конструкций шинопроводов и комплектных устройств заводского изготовления, обеспечивающих возможность подключения к ним защитных проводников в нужном месте.
Использование специально предусмотренных защитных проводников для иных целей не допускается.
Наименьшие площади поперечного сечения защитных проводников должны соответствовать таблице 4.3.6.
Таблица 4.3.6 – Наименьшие сечения защитных проводников
Сечение фазных проводников, мм2
Наименьшее сечение защитных проводников, мм2
До 16 включ.
S
Св. 16 до 35 включ.
16
Св. 35
S/2
Площади сечений приведены для случая, если защитные провод- ники изготовлены из того же материала, что и фазные проводники. Сечения защитных проводников из других материалов должны быть эквивалентны по проводимости приведенным.
Допускается при необходимости принимать сечение защитного проводника менее требуемых значений, если оно рассчитано по фор- муле (только для времени отключения 5 с):
(4.3.5)
где S – площадь поперечного сечения защитного проводника, мм2;
I – ток КЗ, обеспечивающий время отключения поврежден- ной цепи защитным аппаратом в соответствии с таблицами
4.3.1 и 4.3.2 или за время не более 5 с в соответствии с 4.3.5.4, А; t – время срабатывания защитного аппарата, с;
k – коэффициент, значение которого зависит от материала защит- ного проводника, его изоляции, начальной и конечной темпера- тур. Значения k для защитных проводников в различных условиях приведены в таблицах 4.3.7–4.3.10.
Если при расчете получается сечение, отличное от приведенного в таблице 4.3.5, то следует выбирать ближайшее большее значение, а при получении нестандартного сечения – применять проводники ближайшего большего стандартного сечения.
Значения максимальной температуры при определении сечения защитного проводника не должны превышать предельно допустимых температур нагрева проводников при КЗ в соответствии с [8] (гла- ва 1.4), а для электроустановок во взрывоопасных зонах должны соот- ветствовать ГОСТ 22782.0.
Таблица 4.3.7 – Значение коэффициента k для изолированных защитных проводников, не входящих в кабель,
и для неизолированных проводников, касающихся оболочки кабелей (начальная температура проводника принята равной 30 °С)
Параметр
Материал изоляции
Поливинил- хлорид (ПВХ)
Сшитый полиэтилен, этиленпропиленовая резина
Бутиловая резина
Конечная температура, °С
160
250
220
k проводника:
143
176
166
медного
алюминиевого
95
116
110
стального
52
64
60
Таблица 4.3.8 – Значение коэффициента k для защитного проводника, входящего в многожильный кабель
Параметр
Материал изоляции
Поливинил- хлорид (ПВХ)
Сшитый полиэтилен, этиленпропиленовая резина
Бутиловая резина
Начальная температура, °С
70
90
85
Конечная температура, °С
160
250
220
k проводника:
медного алюминиевого
115
76
143
94
134
89
Таблица 4.3.9 – Значение коэффициента k при использовании в качестве защитного проводника алюминиевой оболочки кабеля
Параметр
Материал изоляции
Поливинил- хлорид (ПВХ)
Сшитый полиэтилен, этилен- пропиленовая резина
Бутиловая резина
Начальная температура, °С
60
80
75
Конечная температура, °С
160
250
220
k
81
98
93
Таблица 4.3.10 – Значение коэффициента k для неизолированных проводников, если указанные температуры не создают опасности повреждения находящихся вблизи материалов (начальная температура проводника принята равной 30 °С)
Материал проводника
Условия
Проводники
Проложенные от- крыто и в специально отведенных местах
Эксплуатируемые
в нормальной среде
в пожаро- опасной среде
Медь
Максимальная температура, °С
500*
200
150
k
228
159
138
Алюминий
Максимальная температура, °С
300*
200
150
k
125
105
91
Сталь
Максимальная температура, °С
500*
200
150
k
82
58
50
* Указанные температуры допускаются, если они не ухудшают качество соединений.
Во всех случаях сечение медных защитных проводников, не входящих в состав кабеля или проложенных не в общей оболоч- ке (трубе, коробе), на одном лотке с фазными проводниками, должно быть не менее:
2,5 мм2 – при наличии механической защиты;
4 мм2 – при отсутствии механической защиты.
Сечение отдельно проложенных защитных алюминиевых прово- дников должно быть не менее 16 мм2.
В системе ТN для обеспечения требований 4.3.6.1 нуле- вые защитные проводники рекомендуется прокладывать совместно или в непосредственной близости с фазными проводниками.
В местах, где возможно повреждение изоляции фазных проводников в результате искрения между неизолированным нулевым защитным проводником и металлической оболочкой или конструкцией (например, при прокладке проводов в трубах, коробах, лотках), нуле- вые защитные проводники должны иметь изоляцию, равноценную изо- ляции фазных проводников.
Неизолированные РЕ-проводники должны быть защище- ны от коррозии. В местах пересечения РЕ-проводников с кабелями, трубопроводами, железнодорожными путями, а также их ввода в зда- ния и в других местах, где возможны механические повреждения, эти проводники должны быть защищены.
В местах пересечения температурных и осадочных швов должна быть предусмотрена компенсация длины РЕ-проводников.
Совмещенные нулевые защитные и нулевые рабочие проводники (PEN-проводники)
В многофазных цепях в системе TN для стационарно про- ложенных кабелей, жилы которых имеют площадь поперечного сече- ния: для медных – не менее 10 мм2, для алюминиевых – не менее 16 мм2, функции нулевого защитного (РЕ) и нулевого рабочего (N) про- водников могут быть совмещены в одном проводнике (PEN).
Не допускается совмещение функций нулевого защит- ного и нулевого рабочего проводников в цепях однофазного и по- стоянного тока. В качестве нулевого защитного проводника в таких цепях должен быть предусмотрен отдельный третий проводник. Это требование не распространяется:
на ответвления от ВЛ напряжением до 1 кВ к однофазным по- требителям электроэнергии;
на сети наружного освещения населенных пунктов с типом за- земления системы TN-C;
на однофазные цепи электроснабжения постоянно подключен- ного электрооборудования ПС.
Не допускается использование сторонних проводящих ча- стей в качестве единственного PEN-проводника.
Это требование не исключает использования открытых и сторон- них проводящих частей в качестве дополнительного PEN-проводника при присоединении их к системе уравнивания потенциалов.
Специально предусмотренные PEN-проводники должны соответствовать требованиям 4.3.14.6 к сечению защитных прово- дников, а также требованиям [8] (глава 2.1) к нулевому рабочему проводнику.
Изоляция PEN-проводников должна быть равноценна изоляции фазных проводников. Не требуется изолировать шину PEN сборных шин низковольтных комплектных устройств.
Если нулевой рабочий и нулевой защитный проводники разделены начиная с какой-либо точки электроустановки, не допуска- ется объединять их за этой точкой по ходу распределения энергии. В месте разделения PEN-проводника на нулевой защитный и нуле- вой рабочий необходимо предусмотреть отдельные зажимы или шины для проводников, соединенные между собой проводником сечением не менее сечения PEN-проводника. PEN-проводник питающей линии должен быть подключен к зажиму или шине нулевого защитного РЕ- проводника.
При выборе PEN-проводников (шин) в ГРЩ ТП должны обязательно учитываться требования по обеспечению устойчивости при термическом и динамическом воздействии на электроустановку как в нормальных условиях работы, так и при КЗ в соответствии с тре- бованиями 6.1.2.1 и 6.1.5.2.
Проводники системы уравнивания потенциалов
В качестве проводников системы уравнивания потенциа- лов могут быть использованы открытые и сторонние проводящие ча- сти, указанные в 4.3.14.1, или специально проложенные проводники, или их сочетание.
Сечение проводников основной системы уравнивания по- тенциалов должно быть не менее половины наибольшего сечения защитного проводника электроустановки, если сечение медного про- водника уравнивания потенциалов при этом не превышает 25 мм2. Применение проводников большего сечения, как правило, не требу- ется. Сечение проводников основной системы уравнивания потенциа- лов в любом случае должно быть не менее: медных – 6 мм2, алюмини- евых – 16 мм2, стальных – 50 мм2.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Сечение проводников дополнительной системы уравнива- ния потенциалов должно быть не менее:
при соединении двух открытых проводящих частей – сечения меньшего из защитных проводников, подключенных к этим частям;
при соединении открытой проводящей части и сторонней прово- дящей части – половины сечения защитного проводника, подключен- ного к открытой проводящей части.
Сечения проводников дополнительного уравнивания потенци- алов, не входящих в состав кабеля, должны соответствовать требо- ваниям 4.3.14.7.
Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов
Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания по- тенциалов должны быть надежными и обеспечивать непрерывность электрической цепи. Соединения стальных проводников рекомендует- ся выполнять посредством сварки. Допускается в помещениях и в на- ружных установках без агрессивных сред соединять заземляющие и нулевые защитные проводники другими способами, обеспечиваю- щими требования ГОСТ 10434 к 2-му классу соединений.
Соединения должны быть защищены от коррозии и механических повреждений.
Для болтовых соединений должны быть предусмотрены меры про- тив ослабления контакта.
Соединения и присоединения должны быть доступны для осмотра и выполнения испытаний, за исключением соединений, заполненных компаундом или герметизированных, а также сварных, паяных и спрессованных присоединений к нагревательным элемен- там в системах обогрева и их соединений, находящихся в полах, сте- нах, перекрытиях и в земле.
При применении устройств контроля непрерывности цепи заземления не допускается включать их катушки последовательно (в рассечку) с защитными проводниками.
Присоединения заземляющих и нулевых защитных про- водников и проводников уравнивания потенциалов к открытым про- водящим частям должны быть выполнены при помощи болтовых со- единений или сварки.
Присоединения оборудования, подвергающегося частому демон- тажу или установленного на движущихся частях или частях, подвер- женных сотрясениям и вибрации, должны выполняться при помощи гибких проводников.
Соединения защитных проводников электропроводок и ВЛ следует выполнять теми же методами, что и соединения фазных проводников. При использовании естественных заземлителей для заземления электроустановок и сторонних проводящих частей в качестве защит- ных проводников и проводников уравнивания потенциалов контакт- ные соединения следует выполнять методами, предусмотренными
ГОСТ 12.1.030.
Места и способы присоединения заземляющих проводни- ков к протяженным естественным заземлителям (например, к трубо- проводам) должны быть выбраны такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ ожидаемые напряжения прикос- новения и расчетные значения сопротивления заземляющего устрой- ства не превышали безопасных значений.
Шунтирование водомеров, задвижек и т.п. следует выполнять при помощи проводника соответствующего сечения в зависимости от того, используется ли он в качестве защитного проводника системы уравнивания потенциалов, нулевого защитного проводника или за- щитного заземляющего проводника.
Присоединение каждой открытой проводящей части элек- троустановки к нулевому защитному или защитному заземляющему проводнику должно быть выполнено при помощи отдельного ответ-
вления. Последовательное включение в защитный проводник откры- тых проводящих частей не допускается.
Присоединение проводящих частей к основной системе уравнива- ния потенциалов должно быть выполнено также при помощи отдель- ных ответвлений.
Присоединение проводящих частей к дополнительной системе уравнивания потенциалов может быть выполнено при помощи как от- дельных ответвлений, так и присоединения к одному общему неразъ- емному проводнику.
Не допускается включать коммутационные аппараты в цепи РЕ- и PEN-проводников, за исключением случаев питания электроприемников при помощи штепсельных соединителей.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Если защитные проводники и/или проводники уравнива- ния потенциалов могут быть разъединены при помощи того же штеп- сельного соединителя, что и соответствующие фазные проводники, розетка и вилка штепсельного соединителя должны иметь специаль- ные защитные контакты для присоединения к ним защитных провод- ников или проводников уравнивания потенциалов.
Если корпус штепсельной розетки выполнен из металла, он дол- жен быть присоединен к защитному контакту этой розетки.
Переносные электроприемники
К переносным электроприемникам в настоящем техническом кодексе отнесены электроприемники, которые могут находиться в руках человека в процессе их эксплуатации (ручной электроинструмент, пере- носные бытовые электроприборы, переносная радиоэлектронная аппа- ратура и т.п.).
Питание переносных электроприемников переменного тока следует выполнять от сети напряжением не выше 400/230 В.
В зависимости от категории помещения по уровню опасности по- ражения людей электрическим током (см. 4.1) для защиты при кос- венном прикосновении в цепях, питающих переносные электропри- емники, могут быть применены автоматическое отключение питания, защитное электрическое разделение цепей, сверхнизкое напряжение, двойная изоляция.
При применении автоматического отключения питания ме- таллические корпуса переносных электроприемников, за исключени- ем электроприемников с двойной изоляцией, должны быть присоеди- нены к нулевому защитному проводнику в системе TN или заземлены в системе IT, для чего должен быть предусмотрен специальный за- щитный (РЕ) проводник, расположенный в одной оболочке с фазными
проводниками (третья жила кабеля или провода – для электроприем- ников однофазного и постоянного тока, четвертая или пятая жила – для электроприемников трехфазного тока), присоединяемый к кор- пусу электроприемника и к защитному контакту вилки штепсельного соединителя. РЕ-проводник должен быть медным, гибким, его сече- ние должно быть равно сечению фазных проводников. Использование для этой цели нулевого рабочего (N) проводника, в том числе располо- женного в общей оболочке с фазными проводниками, не допускается.
Допускается применять стационарные и отдельные пере- носные защитные проводники и проводники уравнивания потенциа- лов для переносных электроприемников испытательных лабораторий и экспериментальных установок, перемещение которых в период их работы не предусматривается. При этом стационарные проводники должны удовлетворять требованиям 4.3.14.1–4.3.14.10, а переносные проводники должны быть медными, гибкими и иметь сечение не мень- шее, чем у фазных проводников. При прокладке таких проводников не в составе общего с фазными проводниками кабеля их сечения должны быть не менее указанных в 4.3.14.7.
Дополнительную защиту посредством устройства диффе- ренциального тока с номинальным отключающим дифференциаль- ным током до 30 мА следует обеспечить для конечных цепей пере- менного тока, питающих:
– штепсельные розетки с номинальным током до 32 А, пред- назначенные для общего использования обычными лицами, по ГОСТ 30331.1; передвижное электрооборудование с номинальным током до 32 А, применяемое вне помещений.
В помещениях бытового назначения следует обеспечить дополни- тельную защиту конечных цепей переменного тока, питающих светиль- ники, посредством устройств дифференциального тока с номиналь- ным отключающим дифференциальным током до 30 мА.
При применении защитного электрического разделения цепей в стесненных помещениях с проводящим полом, стенами и потолком, а также при наличии требований в соответствующих разделах настоя- щего технического кодекса и главах [8] в других помещениях с особой опасностью каждая розетка должна питаться от индивидуального раз- делительного трансформатора или от его отдельной обмотки.
При применении сверхнизкого напряжения питание переносных электроприемников напряжением до 50 В должно осуществляться от безопасного разделительного трансформатора.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Для присоединения переносных электроприемников к пи- тающей сети следует применять штепсельные соединители, соответ- ствующие требованиям 4.3.17.8.
В штепсельных соединителях переносных электроприемников, удлинительных проводов и кабелей проводник со стороны источника питания должен быть присоединен к розетке, а со стороны электро- приемника – к вилке.
УЗО защиты розеточных цепей рекомендуется размещать в распределительных щитках. Допускается применять УЗО-розетки.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Защитные проводники переносных проводов и кабелей должны быть обозначены желто-зелеными полосами.
Передвижные электроустановки
Требования к передвижным электроустановкам не распро- страняются на:
судовые электроустановки;
электрооборудование, размещенное на движущихся частях стан- ков, машин и механизмов;
электрифицированный транспорт;
жилые автофургоны.
Для испытательных лабораторий должны также выполняться тре- бования других соответствующих ТНПА.
К автономным передвижным источникам питания электро- энергией в настоящем техническом кодексе отнесены источники, ко- торые позволяют осуществлять питание потребителей независимо от стационарных источников электроэнергии (энергосистемы).
Передвижные электроустановки могут получать питание от ста- ционарных или автономных передвижных источников электроэнергии.
Питание от стационарной электрической сети должно, как прави- ло, выполняться от источника с глухозаземленной нейтралью с при- менением систем TN-S или TN-C-S. Объединение функций нулевого защитного проводника РЕ и нулевого рабочего проводника N в од- ном общем проводнике PEN внутри передвижной электроустановки не допускается. Разделение PEN-проводника питающей линии на РЕ- и N-проводники должно быть выполнено в точке подключения уста- новки к источнику питания.
При питании от автономного передвижного источника его ней- траль, как правило, должна быть изолирована.
При питании стационарных электроприемников от авто- номных передвижных источников питания режим нейтрали источника
питания и меры защиты должны соответствовать режиму нейтрали и мерам защиты, принятым для стационарных электроприемников.
В случае питания передвижной электроустановки от ста- ционарного источника питания для защиты при косвенном прикосно- вении должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 4.3.5.4 с применением устройства защиты от сверх- токов. При этом время отключения, приведенное в таблице 4.3.1, должно быть уменьшено вдвое либо дополнительно к устройству за- щиты от сверхтоков должно быть применено устройство защитного от- ключения, реагирующее на дифференциальный ток.
В специальных электроустановках допускается применение УЗО, реагирующих на потенциал корпуса относительно земли.
При применении УЗО, реагирующего на потенциал корпуса относи- тельно земли, уставка по значению отключающего напряжения долж- на быть равной 25 В при времени отключения не более 5 с.
В точке подключения передвижной электроустановки к источнику питания должно быть установлено устройство защиты от сверхтоков и УЗО, реагирующее на дифференциальный ток, номи- нальный отключающий дифференциальный ток которого должен быть на 1–2 ступени больше соответствующего тока УЗО, установленного на вводе в передвижную электроустановку.
При необходимости на вводе в передвижную электроустановку может быть применено защитное электрическое разделение цепей в соответствии с 4.3.5.10. При этом разделительный трансформатор, а также вводное защитное устройство должны быть помещены в изо- лирующую оболочку.
Устройство присоединения ввода питания в передвижную электро- установку должно иметь двойную изоляцию.
При применении автоматического отключения питания в системе IT для защиты при косвенном прикосновении должны быть выполнены:
защитное заземление в сочетании с непрерывным контролем изоляции, действующим на сигнал;
автоматическое отключение питания, обеспечивающее время от- ключения при двухфазном замыкании на открытые проводящие части в соответствии с таблицей 4.3.11.
Таблица 4.3.11 – Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы IT
в передвижных электроустановках, питающихся от автономного передвижного источника
Номинальное линейное напряжение, U, В
Время отключения, с
240
0,4
400
0,2
690
0,06
Более 690
0,02
Для обеспечения автоматического отключения питания должно быть применено устройство защиты от сверхтоков в сочетании с УЗО, реагирующим на дифференциальный ток, или с устройством непре- рывного контроля изоляции, действующим на отключение, или, в со- ответствии с 4.3.19.5, с УЗО, реагирующим на потенциал корпуса от- носительно земли.
На вводе в передвижную электроустановку должна быть предусмотрена главная шина уравнивания потенциалов, соответству- ющая требованиям 4.3.13.1 к главной заземляющей шине, к которой должны быть присоединены:
нулевой защитный проводник РЕ или защитный проводник РЕ питающей линии;
защитный проводник передвижной электроустановки с присо- единенными к нему защитными проводниками открытых проводящих частей;
проводники уравнивания потенциалов корпуса и других сторон- них проводящих частей передвижной электроустановки;
заземляющий проводник, присоединенный к местному заземли- телю передвижной электроустановки (при его наличии).
При необходимости открытые и сторонние проводящие части должны быть соединены между собой посредством проводников до- полнительного уравнивания потенциалов.
Защитное заземление передвижной электроустановки в системе IT должно быть выполнено с соблюдением требований либо к его сопротивлению, либо к напряжению прикосновения при однофаз- ном замыкании на открытые проводящие части.
При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требо- ваний к его сопротивлению значение его сопротивления не должно превышать 25 Ом. Допускается повышение указанного сопротивления в соответствии с 4.3.10.3.
При выполнении заземляющего устройства с соблюдением тре- бований к напряжению прикосновения сопротивление заземляющего устройства не нормируется. В этом случае должно быть выполнено условие
Rз 25 / Iз, (4.3.6)
где Rз – сопротивление заземляющего устройства передвижной элек- троустановки, Ом;
Iз – полный ток однофазного замыкания на открытые проводящие части передвижной электроустановки, А.
Допускается не выполнять местный заземлитель для защитного заземления передвижной электроустановки, пита- ющейся от автономного передвижного источника питания с изолиро- ванной нейтралью, в следующих случаях:
автономный источник питания и электроприемники расположе- ны непосредственно на передвижной электроустановке, их корпуса соединены между собой при помощи защитного проводника, а от ис- точника не питаются другие электроустановки;
автономный передвижной источник питания имеет свое зазем- ляющее устройство для защитного заземления, все открытые про- водящие части передвижной электроустановки, ее корпус и другие сторонние проводящие части надежно соединены с корпусом авто- номного передвижного источника при помощи защитного проводника, а при двухфазном замыкании на разные корпуса электрооборудования в передвижной электроустановке обеспечивается время автоматиче- ского отключения питания в соответствии с таблицей 4.3.10.
Автономные передвижные источники питания с изолиро- ванной нейтралью должны иметь устройство непрерывного контроля сопротивления изоляции относительно корпуса (земли) со световым и звуковым сигналами. Должна быть обеспечена возможность провер- ки исправности устройства контроля изоляции и его отключения.
Допускается не устанавливать устройство непрерывного контроля изоляции с действием на сигнал на передвижной электроустановке, питающейся от такого автономного передвижного источника, если при этом выполняется условие, приведенное в 4.3.19.10 (перечисле- ние 2)).
Защита от прямого прикосновения в передвижных электроустановках должна быть обеспечена применением изоляции токоведущих частей, ограждений и оболочек со степенью защиты не менее IP 2X. Применение барьеров и размещение вне пределов досягаемости не допускаются.
В цепях, питающих штепсельные розетки, для подключения элек- трооборудования, используемого вне помещения передвижной уста- новки, должна быть выполнена дополнительная защита в соответ- ствии с 4.3.18.5.
Защитные и заземляющие проводники и проводники уравнивания потенциалов должны быть медными, гибкими, как прави- ло, находиться в общей оболочке с фазными проводниками. Сечение защитных проводников должно соответствовать 4.3.14.6 и 4.3.14.7, за- земляющих – 4.3.12.1, уравнивания потенциалов – 4.3.16.1–4.3.16.3.
При применении системы IT допускается прокладка защитных и заземляющих проводников и проводников уравнивания потенциалов отдельно от фазных проводников.
Допускается одновременное отключение всех проводни- ков линии, питающей передвижную электроустановку, включая за- щитный проводник, при помощи одного коммутационного аппарата (разъема).
Если передвижная электроустановка питается с исполь- зованием штепсельных соединителей, вилка штепсельного соедини- теля должна быть подключена со стороны передвижной электроуста- новки и иметь оболочку из изолирующего материала.
Электроустановки помещений для содержания животных
Питание электроустановок помещения для содержания животных следует, как правило, выполнять от сети напряжением 400/230 В переменного тока.
Для защиты людей и животных при косвенном прикос- новении должно быть выполнено автоматическое отключение пита- ния с применением системы TN-C-S. Разделение PEN-проводника на нулевой защитный (РЕ) и нулевой рабочий (N) проводники следует выполнять на вводном щитке. При питании таких электроустановок от встроенных и пристроенных ПС должна быть применена система TN-S, при этом нулевой рабочий проводник должен иметь изоляцию, равноценную изоляции фазных проводников на всем его протяжении. Время защитного автоматического отключения питания в поме- щениях для содержания животных, а также в помещениях, связанных с ними при помощи сторонних проводящих частей, должно соответ-
ствовать таблице 4.3.12.
Таблица 4.3.12 – Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы TN в помещениях для содержания животных
Номинальное фазное напряжение, U0, В
Время отключения, с
120
230
400
0,35
0,2
0,05
Если указанное время отключения не может быть гарантировано, необходимы дополнительные защитные меры, например дополни- тельное уравнивание потенциалов.
PEN-проводник на вводе в помещение должен быть по- вторно заземлен. Значение сопротивления повторного заземления должно соответствовать 4.3.8.4.
В помещениях для содержания животных необходимо предусматривать защиту не только людей, но и животных, для чего должна быть выполнена дополнительная система уравнивания потен- циалов, соединяющая все открытые и сторонние проводящие части, доступные одновременному прикосновению (трубы водопровода, ва- куумпровода, металлические ограждения стойл, металлические при- вязи и др.).
В зоне размещения животных в полу должно быть выпол- нено выравнивание потенциалов при помощи металлической сетки или другого устройства, которое должно быть соединено с дополни- тельной системой уравнивания потенциалов.
Устройство выравнивания и уравнивания электрических потенциалов должно обеспечивать в нормальном режиме работы электрооборудования напряжение прикосновения не более 0,2 В, а в аварийном режиме при времени отключения более указанного в та- блице 4.3.12 для электроустановок в помещениях с повышенной опас- ностью, особо опасных и в наружных установках – не более 12 В.
Для всех групповых цепей, питающих штепсельные розет- ки, должна быть дополнительная защита от прямого прикосновения при помощи УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА.
В помещениях для содержания животных, в которых отсут- ствуют условия, требующие выполнения выравнивания потенциалов, должна быть выполнена защита при помощи УЗО с номинальным от- ключающим дифференциальным током не менее 100 мА, устанавли- ваемых на вводном щитке.
Нормы приемо-сдаточных испытаний
Общие положения
Электрооборудование до 750 кВ, вновь вводимое в экс- плуатацию, должно быть подвергнуто приемо-сдаточным испытаниям в соответствии с требованиями 4.4 в зависимости от типа вводимого электрооборудования. При проведении приемо-сдаточных испытаний электрооборудования, не охваченного 4.4, следует руководствоваться технической документацией изготовителей.
Устройства релейной защиты и электроавтоматики прове- ряются в объеме и по нормам, приведенным в действующих ТНПА.
Кроме испытаний, предусмотренных 4.4, все электрообору- дование должно соответствовать требованиям технической докумен- тации по его монтажу и эксплуатации.
В 4.4 приводятся перечень испытаний и предельно допу- стимые значения контролируемых параметров. Значения, полученные при испытаниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с резуль- татами измерений на других фазах электрооборудования и на одно- типном электрооборудовании. Главным критерием при этом являет- ся сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в 4.4 допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значе- ния) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу электрооборудования.
В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в технической документации изготовителя (пас- порте или протоколе испытаний). После реконструкции, выполненной специализированной ремонтной организацией, в качестве исходных для контроля в процессе дальнейшей эксплуатации принимаются зна- чения, полученные по окончании реконструкции.
Электрооборудование производства иностранных фирм, сертифицированное в Республике Беларусь на соответствие требо- ваниям безопасности и функциональным признакам, должно контро- лироваться в соответствии с требованиями 4.4 с учетом указаний изготовителя электрооборудования и (или) по согласованным между изготовителем и потребителем объемам и методам испытаний.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц обя- зательно для электрооборудования на напряжение до 35 кВ включи- тельно, кроме элегазовых выключателей напряжением 35 кВ.
При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры перемен- ного тока допускается испытывать электрооборудование РУ напря- жением до 20 кВ повышенным выпрямленным напряжением, которое должно быть равно полуторакратному значению испытательного на- пряжения частотой 50 Гц.
Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформа- торов тока, соединенных с силовыми кабелями 6–20 кВ, может прово- диться вместе с кабелями.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Электрооборудование и изоляторы на номинальное напря- жение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться приложенным к ним напряжением, установленным для класса изоляции данной электроустановки. Если испытание выпрямленным напряжением или напряжением частотой 50 Гц проводится без отсоединения оши- новки электрооборудования РУ, то значение испытательного напряже- ния принимается по нормам для электрооборудования с самым низ- ким уровнем испытательного напряжения.
В случаях выхода значений параметров, определяемых при испытаниях, за установленные пределы для выявления причин отклонений, а также при необходимости более полной оценки состо- яния электрооборудования в целом и (или) его отдельных узлов ре- комендуется использовать дополнительные испытания и измерения, указанные в 4.4. Допускается также применять испытания и измере- ния, не предусмотренные 4.4, при условии, что уровень испытатель- ных воздействий не превысит указанный в 4.4.
Все измерения, испытания и опробования в соответствии с ТНПА, технической документацией изготовителей и 4.4, проведен- ные персоналом монтажных наладочных организаций непосредствен- но перед вводом электрооборудования в эксплуатацию, должны быть оформлены соответствующими актами и (или) протоколами.
Требования безопасности при проведении электрических испытаний и измерений должны соответствовать ГОСТ 12.3.019 и ло- кальным нормативным правовым актам.
Общие методические указания по испытаниям электрооборудования
Испытания электрооборудования должны проводиться с со- блюдением требований ТКП 427.
Измерение изоляционных характеристик электрооборудования под рабочим напряжением разрешается осуществлять при условии использования устройств, обеспечивающих безопасность работ и за-
щиту нормально заземляемого низкопотенциального вывода контро- лируемого объекта от появления на нем опасного напряжения при на- рушении связи с землей.
Все испытания должны проводиться в нормальных клима- тических условиях по ГОСТ 15150, если в ТНПА на отдельные груп- пы электрооборудования не приняты другие условия, обусловленные спецификой электрооборудования.
Допускается проводить испытания электрооборудования с откло- нением от нормальных климатических условий с последующим пере- счетом к нормальным климатическим условиям по методике пересче- та, установленной в ТНПА на это электрооборудование.
Электрические испытания изоляции электрооборудования и отбор пробы трансформаторного масла для испытаний необходимо проводить при температуре изоляции не ниже 5 °С, кроме оговорен- ных в 4.4 случаев, когда измерения следует проводить при более вы- сокой температуре.
При испытаниях класс точности средств измерений дол- жен быть не ниже, а погрешности измерений параметров и харак- теристик не выше значений, указанных в ТНПА на конкретные виды аппаратов.
Средства измерений, используемые при испытаниях, должны быть сертифицированы, а их точность подтверждена, они должны подвер- гаться периодической поверке или калибровке в соответствии с указа- ниями ТНПА на них.
При приемо-сдаточных испытаниях по решению техни- ческого руководителя организации измерения тангенса угла ди- электрических потерь, сопротивления изоляции и другие измерения на электрооборудовании на напряжение до 35 кВ могут проводиться при более низкой температуре. Измерения электрических характери- стик изоляции, проведенные при отрицательных температурах, долж- ны быть повторены в возможно более короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5 °С.
Сравнение характеристик изоляции должно проводиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (расхождение – не более 5 °С). Если это невозможно, должен приме- няться температурный пересчет в соответствии с технической доку- ментацией по эксплуатации конкретных видов электрооборудования.
При измерении сопротивления изоляции отсчет показаний мегаомметра проводится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с подразделом 4.4 настоящего технического кодекса требуется определить коэффициент абсорбции, R60″ / R15″, отсчет про-
водится дважды – через 15 и 60 с после начала измерений.
Испытанию повышенным напряжением должны предше- ствовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами.
Перед проведением испытаний изоляции электрооборудо- вания наружная поверхность изоляции должна быть очищена от пыли и грязи.
Испытание изоляции обмоток вращающихся машин, транс- форматоров и реакторов повышенным приложенным напряжением частотой 50 Гц должно проводиться поочередно для каждой электри- чески независимой цепи или параллельной ветви (в последнем слу- чае – при наличии полной изоляции между ветвями). При этом вывод испытательного устройства, который будет находиться под напряже- нием, соединяется с выводом испытуемой обмотки, а другой – с за- земленным корпусом испытуемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки.
Обмотки, соединенные между собой наглухо и не имеющие выве- денных обоих концов каждой фазы или ветви, должны испытываться относительно корпуса без их разъединения.
При испытаниях электрооборудования повышенным на- пряжением частотой 50 Гц, а также при измерении тока и потерь холо- стого хода силовых и измерительных трансформаторов необходимо использовать линейное напряжение питающей сети.
Напряжение должно подниматься плавно со скоростью, допускающей визуальный контроль по измерительным приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизмен- ным в течение всего времени испытания.
После требуемой выдержки напряжение плавно снижается до зна- чения не более одной трети испытательного и отключается. Под про- должительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного 4.4.
До и после испытания изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц или выпрямленным напряжением следует измерять со- противление изоляции. Испытание изоляции повышенным выпрямлен- ным напряжением, если оно предусмотрено 4.4, должно проводиться до испытания повышенным напряжением частотой 50 Гц. Обратный порядок допускается только для генераторов с водяным охлаждением.
Нормы по тангенсу угла диэлектрических потерь основной изоляции tg , сопротивлению изоляции Rиз и току проводимости разряд- ников приведены для измерений, проведенных при температуре 20 °С.
Тангенс угла диэлектрических потерь основной изоляции tg измеряется при напряжении 10 кВ у электрооборудования с номи-
нальным напряжением 10 кВ и выше и при напряжении, равном номи- нальному, у остального электрооборудования.
Температура изоляции электрооборудования определяет- ся следующим образом:
за температуру изоляции силового трансформатора, не подвер- гавшегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла, измеренная термосигнализатором;
за температуру изоляции силового трансформатора, подвергав- шегося нагреву по ГОСТ 3484.2, принимается средняя температура обмотки высшего напряжения, для трехфазных трансформаторов фазы «В» – определяемая по ее сопротивлению постоянному току;
за температуру изоляции электрических машин, находящихся практически в холодном состоянии, принимается температура окру- жающей среды;
за температуру изоляции электрических машин, подвергавшихся нагреву, принимается средняя температура обмотки, определяемая по ее сопротивлению постоянному току.
Электрооборудование, забракованное при внешнем осмотре, независимо от результатов испытаний должно быть замене- но или отремонтировано.
Отбраковка электрооборудования по состоянию изоляции должна проводиться только на основании рассмотрения всего ком- плекса измерений, а также с учетом указаний, приведенных в соот- ветствующих разделах настоящего технического кодекса.
Синхронные генераторы, компенсаторы и коллекторные возбудители
а) Общие положения.
Синхронные генераторы и коллекторные возбудители мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенса- торы (далее – генераторы) должны испытываться в полном объеме требований 4.4.3.
Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по 4.4.3.1– 4.4.3.5, 4.4.3.7– 4.4.3.15.
Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности долж- ны испытываться по 4.4.3.2, 4.4.3.4, 4.4.3.5, 4.4.3.8, 4.4.3.10– 4.4.3.14.
б) Методы и условия проведения испытаний генераторов должны соответствовать требованиям ГОСТ 11828, ГОСТ 10169, ГОСТ 30458, технических условий на конкретные виды машин в соответствии с 4.4.3.
в) Общие требования к измерительным и испытательным устрой- ствам.
Измерение всех электрических величин при испытании генерато- ров следует проводить электроизмерительными приборами класса точности не ниже 0,5, за исключением приборов для измерения со- противления изоляции и мостов переменного тока, которые должны иметь класс точности не ниже 1,5.
Шунты, добавочные резисторы, измерительные трансформаторы тока и напряжения должны иметь класс точности на один класс выше класса точности измерительных приборов.
Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ
Генераторы, вновь вводимые в эксплуатацию, включаются без сушки, если сопротивление изоляции R60″ и коэффициент абсорбции R60″ / R15″
обмоток статоров имеют значения не ниже указанных в таблице 4.4.1.
Таблица 4.4.1 – Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента адсорбции
Испытуемый элемент
Напряжение мегаомметра, В
Допустимое значе- ние сопротивления изоляции, МОм
Примечание
1. Обмотка статора
500, 1000,
Не менее 10 МОм
Для каждой фазы или ветви
2500*
на 1 кВ номиналь-
в отдельности относительно
ного линейного
корпуса и других заземленных
напряжения
фаз или ветвей. Значение
R60″ / R15″ не ниже 1,3
2500
По технической
При протекании дистиллята
документации из-
через обмотку
готовителя
2. Обмотка ротора
1000
Не менее 0,5
Допускается ввод в экс-
(допускается
(при водяном
плуатацию генераторов
500)
охлаждении –
мощностью не выше 320 МВт
с осушенной
с неявнополюсными роторами,
обмоткой)
при косвенном или непо-
средственном воздушном
и водородном охлаждении
обмотки, имеющей сопротив-
ление изоляции не ниже 2 кОм
при температуре 75 °С или
20 кОм при температуре 20 °С.
При большей мощности ввод
генератора в эксплуатацию
с сопротивлением изоляции
обмотки ротора ниже 0,5 МОм
(при 10–30 °С) допускается
только по согласованию с из-
готовителем
Окончание таблицы 4.4.1
Испытуемый элемент
Напряжение мегаомметра, В
Допустимое значе- ние сопротивления изоляции, МОм
Примечание
1000
По технической документации изготовителя
При протекании дистиллята через охлаждающие каналы обмотки
3. Изолированные стяжные болты стали статора (доступные для измерения)
1000
Не менее 1,0
4. Подшипники и уплотнения вала
1000
Не менее 0,3 для гидрогенераторов и 1,0 для турбогенера- торов и компенса- торов
Для гидрогенераторов изме- рение проводится, если позво- ляет конструкция генератора
и в технической документации изготовителя не указаны более жесткие нормы
5. Диффузоры, щиты вентиляторов и другие узлы статора генераторов
500, 1000
В соответствии с требованиями изготовителя
6. Термодатчики с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора:
с косвенным охлаж- дением обмоток статора
с непосредственным охлаждением обмо- ток статора
250 или 500
500
Не менее 1,0
Не менее 0,5
Напряжение мегаомметра – по технической документации изготовителя
7. Концевой вывод обмотки статора турбогенераторов серии ТГВ
2500
1000
Измерение проводится до со- единения вывода с обмоткой статора
* Сопротивление изоляции измеряется при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ вклю- чительно – мегаомметром на напряжение 500 В, свыше 0,5 кВ до 1 кВ – мегаомметром на напряже- ние 1000 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 1 кВ – мегаомметром на напряжение 2500 В.
Величина сопротивления изоляции и испытательное напряжение относятся к обмоткам генератора и концевым выводам. Шинопроводы и трансформаторы напряжения в нуле генератора должны быть от- ключены.
Для генераторов с газовым (в том числе воздушным) охлаждением обмоток статоров, кроме того, должна приниматься во внимание зави- симость токов утечки от приложенного напряжения по 4.4.3.3.
Если технической документацией изготовителя генератора пред- усматриваются дополнительные критерии проверки отсутствия увлаж- нения изоляции, то они также должны быть использованы.
Обмотки роторов генераторов, охлаждаемые газом (воздухом или водородом), не подвергаются сушке, если сопротивление изо- ляции обмотки имеет значение не ниже указанного в таблице 4.4.1. Включение в работу генераторов, обмотки роторов которых охлажда- ются водой, проводится в соответствии с технической документацией изготовителя.
Измерение сопротивления изоляции
Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром, напряжение которого выбирается в соответствии с таблицей 4.4.1. Измерение долж- но проводиться с использованием вывода «Э» (экран) мегаомметра.
Сопротивление изоляции обмоток статора с водяным охлаждени- ем измеряется без воды в обмотке, после продувки ее водяного тракта сжатым воздухом при соединенных с экраном мегаомметра водосбор- ных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения. Случаи, когда измерения проводятся с водой в обмотке, специально оговорены в таблице 4.4.1.
Для более точного измерения величины сопротивления изоляции после продувки рекомендуется проводить вакуумную сушку водяного тракта обмотки статора.
Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции при температуре 10–30 ºС приведены в таблице 4.4.1.
Для температур выше 30 ºС допустимое значение сопротивления изоляции снижается в два раза на каждые 20 ºС разности между тем- пературой, при которой выполняется измерение, и 30 ºС. Во всех слу- чаях сопротивление изоляции обмоток генераторов не должно быть менее 0,5 МОм.
Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам
Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом. У генераторов с водяным охлаждением обмотки статора испытание проводится в слу- чае, если возможность этого предусмотрена конструкцией генератора.
Значения испытательного напряжения приведены в таблице 4.4.2.
Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание следует проводить по ветвям.
Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типа ТГВ-200 и ТГВ-300 соответственно принимается 40 и 50 кВ.
Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения проводится не менее чем при пяти значениях выпрям- ленного напряжения – от 0,2Umax до Umax равными ступенями. На каж- дой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин, при этом отсчет токов утечки проводится при 60 с (I60″). Ступени должны быть
близкими к 0,5Uном. Резкое возрастание тока утечки, непропорциональ-
ное росту приложенного напряжения, особенно на последних ступе- нях напряжения (перегиб в кривой зависимости токов утечки от на- пряжения), является признаком местного дефекта изоляции, если оно происходит при испытании каждой фазы.
Таблица 4.4.2 – Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров генераторов
Мощность генератора, МВт, компенсатора, MB·A
Номинальное напряжение, кВ
Амплитудное испытательное напряжение, кВ
Менее 1
Все напряжения
2,4Uном 1,2
1 и более
До 3,3
Св. 3,3 до 6,6 включ.
Св. 6,6 до 20 включ.
Св. 20 до 24 включ.
2,4 1,2Uном
1,28 2,5Uном
1,28 (2Uном 3)
1,28 (2Uном 1)
Характеристикой зависимости тока утечки от напряжения является коэффициент нелинейности, который определяется как
(4.4.1)где Uнб – наибольшее, то есть полное испытательное напряжение (напряжение последней ступени);
Uнм – наименьшее напряжение (напряжение первой ступени);
Iнб, Iнм – токи утечки (I60″) при напряжениях Uнб и Uнм.
Если на первой ступени напряжения ток утечки имеет значение менее 10 мкА, то за Uнм и Iнм допускается принимать напряжение и ток первой из последующих ступеней, на которой ток утечки составляет не менее 10 мкА. Для вновь вводимых генераторов коэффициент не- линейности должен быть не более трех.
Коэффициент нелинейности не учитывается тогда, когда токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 60 мкА. Рост тока утечки во время одноминутной выдержки изоляции под напряжением
на одной из ступеней является признаком дефекта (включая увлаж- нение изоляции) и в том случае, когда токи не превышают 50 мкА. Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают следующих значений:
Кратность испытательного напряжения по отношению к Uном
0,5 1,0 1,5 и
выше
Ток утечки, мкА 250 500 1000
Примечание – У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается повышенным выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция.
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание проводится по нормам, приведенным в таблице 4.4.3.
Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Таблица 4.4.3 – Испытательное напряжение частотой 50 Гц для обмоток генераторов
Испытуемый элемент
Характеристика или тип генератора
Испытательное напряжение, кВ
Примечание
1. Обмотка стато-
Мощность до 1 МВт,
0,8 (2Uном 1),
ра генератора
номинальное напряжение
но не менее 1,2
выше 0,1 кВ
Мощность от 1 МВт и
0,8 (2Uном 1)
выше, номинальное напря-
жение до 3,3 кВ включ.
Мощность от 1 МВт и выше,
0,8 · 2,5Uном
номинальное напряжение
св. 3,3 до 6,6 кВ включ.
Мощность от 1 МВт и выше,
0,8 (2Uном 3)
номинальное напряжение
св. 6,6 до 20 кВ включ.
Мощность от 1 МВт и
0,8 (2Uном 1)
выше, номинальное на-
пряжение св. 20 кВ
Продолжение таблицы 4.4.3
Испытуемый элемент
Характеристика или тип генератора
Испытательное напряжение, кВ
Примечание
2. Обмотка стато- ра гидрогенерато- ра, шихтовка или стыковка частей статора которого проводится на месте монтажа,
по окончании полной сборки обмотки и изоли- ровки соединений
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напря- жение до 3,3 кВ включ.
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение св. 3,3 до 6,6 кВ включ.
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное на- пряжение св. 3,3 до 6,6 кВ включ.
2Uном 1 2,5Uном 2Uном 3
Если сборка статора проводится на месте монтажа, но не на фундаменте, то до установки статора
на фундамент его ис- пытания производятся по пункту 2, а после установки – по пункту 1 таблицы
3. Обмотка явнополюсного ротора
Генераторы всех мощ- ностей
8Uном возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и
не выше 2,8 кВ
4. Обмотка неявнополюсного ротора
Генераторы всех мощ- ностей
1,0
Испытательное на- пряжение принимается равным 1 кВ, если это не противоречит тре- бованиям технических условий изготовителя. Если техническими условиями предусмо- трены более жесткие нормы испытания, испытательное на- пряжение должно быть повышено
5. Обмотка коллекторных возбудителя и подвозбудителя
Генераторы всех мощ- ностей
8Uном возбужде- ния генератора, но не ниже 1,2
и не выше 2,8 кВ
Относительно корпуса и бандажей
6. Цепи возбуж- дения
Генераторы всех мощ- ностей
1,0
7. Реостат воз- буждения
Генераторы всех мощ- ностей
1,0
8. Резистор цепи гашения ноля
и АГП
Генераторы всех мощ- ностей
2,0
Окончание таблицы 4.4.3
Испытуемый элемент
Характеристика или тип генератора
Испытательное напряжение, кВ
Примечание
9. Концевой
ТГВ-200, ТГВ-200М,
31,0*, 34,5**
Испытания проводятся
вывод обмотки
до установки концевых
статора
выводов на турбоге-
нератор
ТГВ-300, ТГВ-500
39,0*, 43,0**
* Для концевых выводов, испытанных на заводе вместе с изоляцией обмотки статора.
** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.
При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц следует руководствоваться следующим:
а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекоменду- ется проводить до ввода ротора в статор. Если стыковка и сборка статора гидрогенератора осуществляются на монтажной площадке и впоследствии статор устанавливается в шахту в собранном виде, то изоляция его испытывается дважды: после сборки на монтажной площадке и после установки статора в шахту до ввода ротора в ста- тор. В процессе испытания осуществляется наблюдение за состо- янием лобовых частей машины: у турбогенераторов – при снятых торцовых щитах, у гидрогенераторов – при открытых вентиляцион- ных люках;
б) испытание изоляции обмотки статора для генераторов с во- дяным охлаждением следует проводить при циркуляции дистилли- рованной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 100 кОм/см и номинальном расходе, если в технической до- кументации изготовителя генератора не указано иное;
в) после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 мин у генераторов 10 кВ и выше испытательное напря- жение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 мин для наблюдения за характером коронирования ло- бовых частей обмоток статора. При этом не должно быть сосредото- ченного в отдельных точках свечения желтого или красного цвета, по- явления дыма, тления бандажей и тому подобных явлений. Голубое и белое свечение допускается;
г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов прово- дится при номинальной частоте вращения ротора;
д) перед включением генератора в работу по окончании монтажа (у турбогенераторов – после ввода ротора в статор и установки торце- вых щитов) необходимо провести контрольное испытание номиналь-
ным напряжением частотой 50 Гц или выпрямленным напряжением, равным 1,5Uном. Продолжительность испытаний – 1 мин.
Не допускается совмещение испытаний повышенным напряжени-
ем изоляции обмотки статора и других расположенных в нем элемен- тов с проверкой газоплотности корпуса генератора избыточным дав- лением воздуха.
Испытания изоляции генераторов перед включением их в рабо- ту (по окончании монтажа или ремонта после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов, но до установки уплотнений вала и до за- полнения водородом) проводятся в воздушной среде при открытых люках статора и наличии наблюдателя у этих люков (с соблюдением всех мер безопасности). При обнаружении наблюдателем запаха горе- лой изоляции, дыма, отблесков огня, звуков электрических разрядов и других признаков повреждения или загораний изоляции испытатель- ное напряжение должно быть снято, люки быстро закрыты и в статор подан инертный газ (углекислота, азот).
Контрольные испытания допускается проводить после установки торцевых щитов и уплотнений при заполнении статора инертным газом или при номинальном давлении водорода. В этом случае перед испы- танием изоляции повышенным напряжением при заполненном водо- родом корпусе генератора необходимо провести анализ газа, чтобы убедиться в отсутствии взрывоопасной концентрации.
При испытании повышенным напряжением полностью собранной машины должно быть обеспечено тщательное наблюдение за измене- ниями тока и напряжения в цепи испытуемой обмотки и организовано прослушивание корпуса машины с соблюдением всех мер безопасно- сти (например, с помощью изолирующего стетоскопа). В случае обна- ружения отклонений от нормального режима (толчки стрелок измери- тельных приборов, повышенные значения токов утечки по сравнению с ранее наблюдавшимися, щелчки в корпусе машины) испытания должны быть прекращены и повторены при снятых щитах.
При испытаниях повышенным напряжением изоляции обмоток ге- нераторов следует соблюдать меры противопожарной безопасности.
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение проводится в холодном состоянии генератора.
При сравнении значений сопротивлений они должны быть приве- дены к одинаковой температуре.
Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в таблице 4.4.4.
Таблица 4.4.4 – Допустимые отклонения сопротивления постоянному току
Испытуемый элемент
Норма
Примечание
Обмотка статора
Значения сопротивлений обмотки не должны отличаться друг от друга более чем на 2 %, ветвей – на 5 %. Результаты измерений сопротивлений одних и тех же ветвей и фаз не долж- ны отличаться от данных изгото- вителя более чем на 2 %
Измеряется сопротивление каждой фазы или ветви в отдельности. Со- противления параллельных ветвей измеряются при доступности раз- дельных выводов. Для отдельных ви- дов машин (генераторов переменного тока, систем возбуждения, малых генераторов и т.п.) разница в сопро- тивлениях отдельных фаз и ветвей может быть превышена в соответ- ствии с данными изготовителя
Обмотка ротора
Значение измеренного сопро- тивления не должно отличаться от данных изготовителя более чем на 2 %
У роторов с явными полюсами, кроме того, измеряются сопротивления каждого полюса в отдельности
или попарно и переходного контакта между катушками
Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току
Измерение проводится в целях выявления витковых замыканий в обмотках ротора, а также оценки состояния демпферной системы ротора. У неявнополюсных роторов измеряется сопротивление всей обмотки, а у явнополюсных – каждого полюса обмотки в отдельности или двух полюсов вместе. Измерение следует проводить при подво- димом напряжении 3 В на виток, но не более 200 В. При выборе значе- ния подводимого напряжения следует учитывать зависимость сопро- тивления от значения подводимого напряжения.
Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов определяют на шести ступенях частоты вращения с интервалами 500 об/мин, включая номинальную, и в неподвижном состоянии, при подъеме и снижении оборотов, поддерживая приложенное напряжение или ток неизменным.
Сопротивление по полюсам или парам полюсов измеряется только при неподвижном роторе. Отклонения полученных результатов от дан- ных измерений изготовителя или от среднего значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3–5 %, а также скачкообразные снижения сопротивления при изменении частоты вращения могут ука- зывать на возникновение междувитковых замыканий.
Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следу- ет делать на основании результатов снятия характеристики КЗ и срав-
нения ее с данными измерений изготовителя. Можно использовать также другие методы (измерение пульсаций индукции в воздушном за- зоре между ротором и статором, оценка распределения переменного напряжения по виткам соответствующего полюса, применение специ- альных импульсных приборов).
Измерение воздушного зазора
Воздушные зазоры между статором и ротором генератора в диаме- трально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем:
на 5 % среднего значения, равного их полусумме, у турбогене-
раторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным охлаждени- ем проводников;
на 10 % – у остальных турбогенераторов и синхронных компен-
саторов;
на 20 % – у гидрогенераторов, если технической документацией изготовителя не предусмотрены более жесткие нормы.
Воздушные зазоры между полюсами и якорем возбудителя в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем:
на 5 % среднего значения у возбудителей турбогенераторов
мощностью 300 МВт и выше;
на 10 % – у возбудителей остальных генераторов, если техниче- ской документацией не предусмотрены другие нормы.
Воздушный зазор у вновь вводимых явнополюсных машин (генера- торов и возбудителей) измеряется под всеми полюсами.
При вводе в эксплуатацию многополюсных генераторов следует определять форму расточки статора измерением зазоров под одним и тем же полюсом, поворачивая ротор каждый раз на полюсное де- ление с одновременным определением формы ротора – измерением зазора в одной и той же точке статора при поворотах. Результаты из- мерений сравниваются с данными испытаний изготовителя. При их от- клонении более чем на 20 % принимаются меры в соответствии с ука- заниями изготовителя генератора.
Определение характеристик генератора
а) Снятие характеристики трехфазного КЗ. Характеристика снима- ется при изменении тока статора до номинального. Отклонения от ха- рактеристики, снятой изготовителем, должны находиться в пределах погрешности измерения.
Снижение измеренной характеристики, которое превышает по- грешность измерения, свидетельствует о наличии витковых замыка- ний в обмотке ротора.
У генераторов, работающих в блоке с трансформатором, снима- ется характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за транс-
форматором). Характеристику собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний на стенде изготовителей.
Для сравнения с характеристикой, полученной при испытаниях из- готовителем, характеристику генератора допускается получать пере- счетом данных характеристики КЗ блока по ГОСТ 10169.
У синхронных компенсаторов, не имеющих разгонного электродви- гателя, характеристики трехфазного КЗ снимаются на выбеге и только при испытаниях после монтажа (если характеристика не была снята изготовителем).
б) Снятие характеристики холостого хода (далее – ХХ). Харак- теристика снимается при убывающем токе возбуждения, начиная с наибольшего тока, соответствующего напряжению 1,3Uном для тур- богенераторов и синхронных компенсаторов и 1,5Uном – для гидроге- нераторов.
Допускается снимать характеристику XX турбо- и гидрогенера- торов, начиная от номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на об- мотке статора будет не более 1,3Uном. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику ХХ на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристи- ка ХХ блока; при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформатором). Характеристику ХХ собственно генератора, отсоединенного от трансформатора блока, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний изготовителя. При отсутствии таких протоколов снятие ха- рактеристики ХХ генератора обязательно.
После определения характеристики ХХ генератора и полного сня- тия возбуждения рекомендуется измерить остаточное напряжение и проверить симметричность линейных напряжений непосредственно на выводах обмотки статора.
Отклонения значений снятой характеристики ХХ от исходной (сня- той изготовителем) и различия в значениях линейных напряжений должны находиться в пределах точности измерений.
Испытание междувитковой изоляции
Испытание проводится при вводе в эксплуатацию, за исключением генераторов и синхронных компенсаторов, испытанных изготовите- лем, и при наличии соответствующих протоколов.
Испытание проводится при XX машины (у синхронного компенсато- ра на выбеге) путем повышения генерируемого напряжения до значе- ния, равного 130 % номинального для турбогенератора и синхронного компенсатора и до 150 % – для гидрогенератора. Для генераторов, ра-
ботающих в блоке с трансформатором, – по 4.4.3.8. При этом следует проверить симметрию напряжений по фазам.
Продолжительность испытания при наибольшем напряжении – 5 мин. При проведении испытания допускается повышать частоту вра- щения машины до 115 % номинальной.
Испытание междувитковой изоляции рекомендуется проводить одновременно со снятием характеристики холостого хода.
Испытание стали статора
Испытание проводится для генераторов мощностью 12 МВт и более.
Генераторы и синхронные компенсаторы с косвенным охлажде- нием обмоток испытываются при значении индукции в спинке стато- ра 1 0,1 Тл, генераторы с непосредственным охлаждением обмоток и все турбогенераторы – при индукции 1,4 0,1 Тл. Продолжитель- ность испытания при индукции 1,0 Тл – 90 мин, при 1,4 Тл – 45 мин.
Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4 Тл, то длительность испытания должна соответственно из- меняться, а определенные при испытаниях удельные потери в стали уточняться по формулам
(4.4.2)
(4.4.3)где Висп – индукция при испытании, Тл;
tисп – продолжительность испытания, мин;
Рисп – удельные потери, определенные при Висп, Вт/кг;
Р1,0 и Р1,4 – удельные потери в стали, Вт/кг, приведенные к индук- ции 1,0 и 1,4 Тл.
Определяемый с помощью приборов инфракрасной техники или термопар наибольший перегрев зубцов (повышение температуры за время испытания относительно начальной) и наибольшая разность нагревов различных зубцов не должны превышать соответственно 25 °С и 15 °С.
Удельные потери в стали не должны отличаться от исходных дан- ных (данных испытаний изготовителя) более чем на 10 %. Если такие данные отсутствуют, то удельные потери не должны быть более при- веденных в таблице 4.4.5.
Если намагничивающая обмотка выполняется с охватом не только сердечника, но и корпуса машины, допустимые удельные потери могут быть увеличены на 10 % относительно приведенных в таблице 4.4.5.
Таблица 4.4.5 – Допустимые удельные потери сердечника
Марка стали
Допустимые удельные потери, Вт/кг, при
Новое обозначение
Старое обозначение
В 1,0 Тл
В 1,4 Тл
1511
Э41
2,0
4,0
1512
Э42
1,8
3,6
1513
Э43
1,6
3,2
1514
Э43А
1,5
2,9
Направление проката стали сегментов вдоль спинки сердечника (поперек зубцов)
3412
Э320
1,4
2,7
3413
Э330
1,2
2,3
Направление проката стали сегментов поперек спинки сердечника (вдоль зубцов)
3412
Э320
1,7
3,3
3413
Э330
2,0
3,9
Испытание на нагревание
Испытание проводится при температурах охлаждающих сред, по возможности близких к номинальным, и нагрузках около 60 %, 75 %, 90 %, 100 % номинальной при вводе в эксплуатацию, но не позже чем через 6 месяцев после завершения монтажа и включения генератора в сеть.
У турбогенераторов, для которых по ТНПА и техническим услови- ям допускается длительная работа с повышенной по отношению к но- минальной мощностью при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждающих сред, нагревы определяются и для этих условий.
По результатам испытаний при вводе в эксплуатацию оценивает- ся соответствие нагревов требованиям ТНПА и технических условий, устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температу- ры обмоток и стали генератора, составляются карты допустимых на- грузок при отклонениях от номинальных значений напряжения на вы- водах и температур охлаждающих сред.
Результаты сравниваются с исходными данными (данными испы- таний изготовителя). Отклонения в нагревах нормально не должны превышать 3–5 °С при номинальном режиме, а температуры не долж- ны быть более допускаемых ТНПА или технической документацией изготовителя.
Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора
Определение проводится один раз при вводе в эксплуатацию го- ловного образца нового типа генератора, если эти параметры не мог- ли быть получены на стенде изготовителя (например, для крупных гидрогенераторов, собираемых на месте установки).
Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются также один раз после проведения реконструкции или модернизации, если в результате изменений конструкции или применяемых материа- лов могли измениться эти параметры.
Полученные значения индуктивных сопротивлений и постоянных времени оцениваются на их соответствие требованиям ТНПА.
Проверка качества дистиллята
Система водяного охлаждения обмоток генераторов должна обес- печивать качество циркулирующего дистиллята в пределах норм, при- веденных ниже, если в инструкции изготовителя не указаны более жесткие требования:
Показатель рН при температуре 25 °С 8,5 0,5 (7,0–9,2)
Удельное электрическое сопротивление
при температуре 25 °С, кОмсм Не менее 200 (100)
Содержание кислорода, мкг/кг
(для закрытых систем) Не более 400
Содержание меди, мкг/кг Не более 100 (200)
Примечания
В скобках указаны временно допустимые нормы до ввода в эксплуатацию ионообменного фильтра смешанного действия (ФСД). Расход дистиллята на продувки контура свежим дистиллятом должен составлять не менее 5 м3/сут, а при необходимости снижения содержания меди расход дистил- лята может быть увеличен, но во всех случаях должен составлять не более 20 м3/сут для закрытых систем.
При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 кОмсм долж-
на срабатывать сигнализация.
Измерение вибрации
Вибрация (размах вибросмещений, удвоенная амплитуда колеба- ний) узлов генератора и их электромашинных возбудителей при рабо- те с номинальной частотой вращения не должна превышать значений, приведенных в таблице 4.4.6.
Вибрация подшипников синхронных компенсаторов с номиналь- ной частотой вращения ротора 750–1500 об/мин не должна превы-
шать 80 мкм по размаху вибросмещений или 2,2 мм·с–1 по среднеква- дратическому значению вибрационной скорости.
Таблица 4.4.6 – Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей
Контролиру- емый узел
Вибрация, мкм, при частоте вращения ротора, об/мин
Примечание
до 100
от 100
до 187,5
от 187,5
до 375
от 375
до 750
1500
3000
1. Подшип- ники турбо- генераторов
и возбудителей, крестовины со встроенными
в них направ- ляющими под- шипниками у ги- дрогенераторов вертикального исполнения
180
150
100
70
50*
30*
Вибрация подшипников турбо- генераторов, их возбудителей
и горизонтальных гидрогенера- торов измеряется на верхней крышке подшипников в верти- кальном направлении и у разъ- ема – в осевом и поперечном направлениях. Для вертикальных гидрогенераторов приведенные значения вибрации относятся
к горизонтальному и вертикаль- ному направлениям
2. Контактные кольца ротора турбогенера- торов
–
–
–
–
–
200
Вибрации измеряются в гори- зонтальном и вертикальном направлениях
3. Сердечник статора турбо- генератора
–
–
–
–
40
60
Вибрация сердечника определя- ется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов
4. Корпус стато-
40
30
Вибрация сердечника определя-
ра турбогенера-
тора:
с упругой подве-
ской сердечника
статора
без упругой
60
подвески
ется при вводе в эксплуатацию
головных образцов новых типов
турбогенераторов
5. Лобовые части обмотки турбогенера- тора
125
125
Вибрация лобовых частей обмот- ки определяется при вводе в экс- плуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов
* При наличии аппаратуры контроля виброскорости проводится ее измерение. Среднеквадратиче- ское значение виброскорости не должно превышать 2,8 мм·с–1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм·с–1 – по продольной оси.
Испытание газоохладителей гидравлическим давлением
Испытательное гидравлическое давление должно быть равно дву- кратному наибольшему возможному при работе давлению, но не менее 0,3 МПа для турбо- и гидрогенераторов с воздушным охлаждением; 0,6 МПа – для турбогенераторов серии ТГВ; 0,8 МПа – для турбогене- раторов ТВВ единой серии и 0,5 МПа – для остальных турбогенерато- ров и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением.
Продолжительность испытания – 30 мин.
При испытании не должно наблюдаться снижение испытательного давления или течи воды.
Проверка плотности водяной системы охлаждения обмотки статора
Плотность системы вместе c коллекторами и соединительными шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или обессоленной водой. Предварительно через систему прокачива- ется горячая вода (60–80 °С) в течение 12–16 ч (нагрев и остывание должны составлять 2–3 цикла).
Плотность системы проверяется избыточным статическим давле- нием воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соеди- нительными шлангами с наружным диаметром 28 мм (Dвнутр. 21 мм) и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (Dвнутр. 15 мм), если в инструкциях изготовителя не указаны иные, болee жесткие тре- бования.
Продолжительность испытания – 24 ч.
При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно превышать 0,5 %. Перед окончанием испы- тания следует тщательно обследовать обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды.
Осмотр и проверка устройств жидкостного охлаждения
Осмотр и проверка проводятся в соответствии с технической до- кументацией изготовителя.
Проверка газоплотности ротора, статора, газомасляной системы и корпуса генератора в собранном виде
Газоплотность ротора и статора во время монтажа проверяется со- гласно инструкции изготовителя.
Газоплотность турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением в собранном виде рекомендуется прове- рять по действующим ТНПА.
Перед заполнением корпуса генератора водородом после подачи масла на уплотнения вала проводится контрольная проверка газо- плотности генератора вместе с газомасляной системой сжатым воз- духом под давлением, равным номинальному рабочему давлению водорода.
Продолжительность испытания – 24 ч.
Значение суточной утечки воздуха в процентах определяется по формуле
(4.4.4)где Pн и Pк – абсолютное давление в системе водородного охлажде- ния в начале и в конце испытания соответственно, МПа;
н и к – температура воздуха в корпусе генератора в начале и конце испытания.
Вычисленная по формуле суточная утечка воздуха не должна пре- вышать 1,5 %.
Определение суточной утечки водорода
Суточная утечка водорода в генераторе, определенная по форму- ле (4.4.4), должна быть не более 5 %, а суточный расход с учетом про- дувок для поддержания чистоты водорода по 4.4.3.23 – не более 10 % общего количества газа в машине при рабочем давлении.
Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5 % общего количества газа в нем.
Контрольный анализ чистоты водорода, поступающего в генератор
В поступающем в генератор водороде содержание кислорода по объему не должно быть более 0,5 %.
Контрольное измерение напора, создаваемого компрессором у турбогенераторов серии ТГВ
Измерение проводится при номинальной частоте вращения, но- минальном избыточном давлении водорода, равном 0,3 МПа, чистоте водорода не ниже 98 % и температуре охлаждающего газа 40 °С.
Напор должен составлять примерно 8 кПа (850 мм вод. ст.) для тур- богенераторов ТГВ мощностью 200–220 МВт.
Проверка проходимости вентиляционных каналов обмотки ротора турбогенератора
Проверка проводится у турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток в соответствии с технической документацией изготовителя.
Контрольный анализ содержания водорода и влажности газа в корпусе генератора
Содержание водорода в охлаждающем газе в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением обмоток и синхронных компенсаторов с непосредственным и косвенным водородным охлаж- дением должно быть не менее 98 %; в корпусах генераторов с косвен- ным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 50 кПа и выше – не менее 97 %, при избыточном давлении водорода до 50 кПа – не менее 95 %.
Содержание кислорода в газе у турбогенераторов с водородным охлаждением всех типов и синхронных компенсаторов не должно пре- вышать в эксплуатации 1,2 %, а при вводе в эксплуатацию при чистоте водорода 98 % и 97 % – соответственно 0,8 % и 1,0 %, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке масло- очистительной установки – 2 %.
В газовой системе турбогенератора, в которой происходит посто- янная циркуляция газа (корпус генератора, трубопроводы осушителя, импульсные трубки газоанализатора), проверяется его влажность. При этом температура точки росы водорода в корпусе турбогенерато- ра при рабочем давлении должна быть не более 15 ºС и ниже темпе- ратуры воды на входе в газоохладители.
Температура точки росы воздуха в корпусе турбогенератора с пол- ным водяным охлаждением не должна превышать значения, указан- ного в технической документации изготовителя.
Контрольный анализ газа на содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, в газовом объеме масляного бака и экранированных токопроводах
При анализе проверяется содержание водорода в указанных уз- лах. В масляном баке водорода быть не должно. Содержание водо- рода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, экранирован- ных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1 %.
Проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях генератора
Проверка осуществляется у генераторов с водородным охлаж- дением с помощью патрубков для контроля масла, установленных на сливных маслопроводах уплотнений. Для генераторов, у которых не предусмотрены такие патрубки, проверка проводится измерением расхода масла в поплавковом затворе при временно закрытом вы- ходном вентиле за определенный промежуток времени. Расход масла в сторону водорода не должен превышать значений, указанных в тех- нической документации изготовителя.
Опробование регулятора уровня масла
в гидрозатворе для слива масла из уплотнений в сторону генератора
Опробование проводится у генераторов с водородным охлаждени- ем при рабочем номинальном давлении воздуха или водорода в кор- пусе генератора. Диапазон изменения уровней масла в гидрозатворе должен соответствовать требуемым уровням при открытии и закрытии поплавкового клапана.
Гидравлические испытания буферного бака и трубопроводов системы маслоснабжения уплотнений
Испытание проводится у генераторов с водородным охлаждением при давлении масла, равном 1,5 рабочего давления газа в корпусе генератора.
Трубопроводы системы маслоснабжения уплотнений до регулято- ра перепада давления, включая последний, испытываются при давле- нии масла, равном 1,25 наибольшего допустимого рабочего давления, создаваемого источниками маслоснабжения.
Продолжительность испытаний – 3 мин.
Проверка работы регуляторов давления масла в схеме маслоснабжения уплотнений
Проверка проводится у генераторов с водородным охлаждением. Регуляторы давления уплотняющего, компенсирующего масел про- веряются при различных давлениях воздуха в корпусе генератора в соответствии с технической документацией изготовителя.
Проверка изоляции подшипника при работе генератора (компенсатора)
Проверка изоляции подшипника проводится у работающих гене- раторов, имеющих один или оба изолированных от корпуса (земли) конца вала ротора.
Для определения целостности изоляции подшипника турбогенера- тора измеряются напряжение между стояком (обоймой) подшипника и фундаментной плитой (при шунтировании масляных пленок шеек вала ротора) и напряжение между концами вала. При исправной изо- ляции значения двух измеренных напряжений должны быть практиче- ски одинаковыми. Различие между напряжениями более чем на 10 % указывает на неисправность изоляции.
Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенерато- ров следует проверять в зависимости от их конструкции, либо по указа- нию изготовителя, либо способом, применяемым на турбогенераторах.
Определение характеристик коллекторного возбудителя
Характеристика ХХ определяется до наибольшего (потолочного) значения напряжения или значения, установленного изготовителем.
Снятие нагрузочной характеристики проводится при нагрузке на ротор генератора до значения не ниже номинального тока возбуж- дения генератора. Отклонения характеристик от снятых изготовите- лем должны быть в пределах допустимой погрешности измерений.
Испытание концевых выводов обмотки статора турбогенератора серии ТГВ
Помимо испытаний согласно таблицам 4.4.1 и 4.4.3, концевые вы- воды с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией подвергаются следующим испытаниям:
а) измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg).
Измерение проводится перед установкой концевого вывода на тур- богенератор при испытательном напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха 10–30 °С.
Значение tg собранного концевого вывода не должно превышать
130 % значения, полученного при измерениях изготовителем. В слу- чае измерения tg концевого вывода без фарфоровых покрышек его значение не должно превышать 3 %;
б) испытание на газоплотность.
Испытание на газоплотность концевых выводов, испытанных из- готовителем давлением 0,6 МПа, проводится давлением сжатого воз- духа 0,5 МПа. Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 0,3 МПа падение давления не превышает 1 кПа/ч.
Контроль состояния изоляции обмотки статора методом измерения интенсивности частичных разрядов
С целью дополнительной оценки состояния изоляции обмотки ста- тора и ее крепления в пазах генераторов мощностью свыше 5 МВт
рекомендуется проводить измерения частичных разрядов на останов- ленной машине при ступенчатом повышении испытательного напря- жения частотой 50 Гц от 1 кВ до номинального фазного напряжения генератора.
Критерий оценки состояния изоляции по результатам измерений частичных разрядов для каждого типа генератора индивидуален и за- висит от применяемых методов испытаний.
В случае превышения допустимого уровня частичных разрядов не- обходимо определить источник разрядов по пазам и устранить его.
4.4.4 Машины постоянного тока (кроме возбудителей)
а) Общие положения.
Машины постоянного тока мощностью до 200 кВт, напряжением до 440 В следует испытывать по 4.4.4.1, 4.4.4.2, 4.4.4.4 (перечисле- ние в)), 4.4.4.7, 4.4.4.8; все остальные – дополнительно по 4.4.4.3,
4.4.4.4 (перечисление а)), 4.4.4.5.
Измерение по 4.4.4.6 следует проводить для машин, поступивших на место монтажа в разобранном виде.
б) Методы и условия испытаний машин постоянного тока должны соответствовать требованиям ГОСТ 11828, ГОСТ 30458, технических условий на конкретные виды машин и данного подраздела.
в) Общие требования к измерительным и испытательным устрой- ствам – в соответствии с 4.4.3 (перечисление в)).
Определение возможности включения без сушки машин постоянного тока
Машины постоянного тока включаются без сушки при соблюдении следующих условий:
а) для машин постоянного тока до 500 В – если значение сопро- тивления изоляции обмоток не менее приведенного в таблице 4.4.7;
б) для машин постоянного тока выше 500 В – если значение со- противления изоляции обмоток не менее приведенного в табли- це 4.4.7 и значение коэффициента абсорбции не менее 1,2.
Измерение сопротивления изоляции
а) Сопротивление изоляции обмоток.
Измерение проводится при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, а при но- минальном напряжении обмотки выше 0,5 кВ – мегаомметром на на- пряжение 1000 В.
Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее приведенного в таблице 4.4.7.
б) Сопротивление изоляции бандажей.
Измерение проводится относительно корпуса и удерживаемых бандажами обмоток.
Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.
Таблица 4.4.7 – Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции обмоток машин постоянного тока
Температура обмотки, °С
Сопротивление изоляции R60" , МОм, при номинальном напряжении машин, В
230
460
650
750
900
10
2,7
5,3
8,0
9,3
10,8
20
1,85
3,7
5,45
6,3
7,5
30
1,3
2,6
3,8
4,4
5,2
40
0,85
1,75
2,5
2,9
3,5
50
0,6
1,2
1,75
2,0
2,35
60
0,4
0,8
1,15
1,35
1,6
70
0,3
0,5
0,8
0,9
1,0
75
0,22
0,45
0,65
0,75
0,9
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
Значение испытательного напряжения устанавливается по табли- це 4.4.8. Продолжительность приложения нормированного испыта- тельного напряжения – 1 мин. Обмотки машин мощностью менее 3 кВт допускается не испытывать.
Таблица 4.4.8 – Испытательное напряжение частотой 50 Гц для изоляции машин постоянного тока
Испытуемый элемент
Испытательное напряжение, кВ
Примечание
1. Обмотки
Принимается по нормам, приведенным в таблице 4.4.3, показатель 6
Для машин мощностью бо- лее 3 кВт
2. Бандажи якоря
1,0
3. Реостаты и пускорегу- лировочные резисторы
1,0
Изоляцию можно испытывать совместно с изоляцией цепей возбуждения
Измерение сопротивления постоянному току Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) обмоток возбуждения;
б) обмотки якоря (между коллекторными пластинами);
в) реостатов и пускорегулировочных резисторов.
Измерения сопротивления постоянному току проводятся у генера- торов, а также электродвигателей при холодном состоянии обмоток машины. Нормы допустимых отклонений сопротивления приведены в таблице 4.4.9.
Таблица 4.4.9 – Допустимые отклонения значений сопротивления постоянному току
Испытуемый элемент
Норма
Примечание
1. Обмотки воз- буждения
Значения сопротивления обмоток должны отличаться от данных изгото- вителя не более чем на 2 %
2. Обмотка якоря (между коллектор- ными пластинами)
Значения измеренного сопротивления обмоток должны отличаться друг от дру- га не более чем на 10 %, за исключе- нием случаев, когда это обусловлено схемой соединения обмоток
Измерения проводятся
у машин мощностью более 3 кВт
3. Реостаты и пу- скорегулировочные резисторы
Значения измеренных сопротивлений должны отличаться от данных изгото- вителя не более чем на 10 %
Измерения проводятся на каждом ответвлении,
проверяется целостность отпаек
Снятие характеристики холостого хода и испытание витковой изоляции
Характеристика ХХ снимается у генераторов постоянного тока. Подъем напряжения проводится до значения, равного 130 % номи- нального напряжения.
Отклонение полученной характеристики от данных изготовителя должно находиться в пределах погрешности измерения.
При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех среднее напряжение между соседними коллекторными пла- стинами должно быть не выше 24 В.
Продолжительность испытания витковой изоляции – 3 мин.
Измерение воздушных зазоров между полюсами
Измерения проводятся у генераторов, а также электродвигателей мощностью более 3 кВт при повороте якоря между одной и той же точкой якоря и полюсами.
Размеры зазора в диаметрально противоположных точках должны отличаться не более чем на 10 % от среднего размера зазора (если в технической документации изготовителя не установлены более жесткие требования).
Испытание на холостом ходу
Испытание проводится не менее 1 ч. Оценивается рабочее состо- яние машины.
Определение пределов регулирования частоты вращения электродвигателей
Определение пределов регулирования частоты вращения электро- двигателей проводится на холостом ходу и под нагрузкой у электро- двигателей с регулируемой частотой вращения.
Пределы регулирования должны соответствовать технологиче- ским данным механизма.
Электродвигатели переменного тока
а) Общие положения.
Электродвигатели переменного тока напряжением до 1 кВ испыты- ваются по 4.4.5.2, 4.4.5.4 (перечисление б)), 4.4.5.7, 4.4.5.8.
Электродвигатели переменного тока напряжением выше 1 кВ ис- пытываются по 4.4.5.1– 4.4.5.4, 4.4.5.7– 4.4.5.9, 4.4.5.11.
Электродвигатели, поступающие на монтаж в разобранном виде, испытываются по 4.4.5.5, 4.4.5.6, 4.4.5.10.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений электродвигате- лей должны соответствовать требованиям ГОСТ 7217, ГОСТ 10169, ГОСТ 11828, технических условий на конкретные виды электродвига- телей и 4.4.5.
в) Измерительные и испытательные устройства должны удовле- творять требованиям ГОСТ 11828.
Определение возможности включения без сушки электродвигателей
Электродвигатели переменного тока напряжением выше 1 кВ включаются без сушки, если значения сопротивления изоляции и ко- эффициента абсорбции не ниже указанных в таблице 4.4.10.
При определении возможности включения без сушки электродви- гателей следует руководствоваться указаниями изготовителя.
Таблица 4.4.10 – Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции для обмоток статора электродвигателей
Мощность, номинальное напряжение электродвигателя, вид изоляции обмоток
Критерии оценки состояния изоляции обмотки статора
Значение сопротивления изоляции, МОм
Значение коэффициента абсорбции R60/R15
1. Мощность более 5 МВт, термореактив- ная и микалентная компаундированная изоляция
При температуре 10–30 °С сопротивление изоляции не ниже 10 МОм на 1 кВ номинального линейного напряжения
Не менее 1,3 при температуре 10–30 °С
2. Мощность 5 МВт и ниже, напряжение выше 1 кВ, термореактивная изоляция
3. Двигатели с микалентной компаунди- рованной изоляцией напряжением выше 1 кВ, мощностью от 1 до 5 МВт включ.,
а также двигатели меньшей мощности наружной установки с такой же изоляцией напряжением выше 1 кВ
Не ниже значений, указан- ных в таблице 4.4.10
Не менее 1,2
4. Двигатели с микалентной компаунди- рованной изоляцией напряжением выше 1 кВ, мощностью более 1 МВт, кроме указанных в пункте 3
Не ниже значений, указан- ных в таблице 4.4.10
–
5. Напряжение ниже 1 кВ, все виды изоляции
Не ниже 1,0 МОм при температуре 10–30 °С
–
6. Обмотка ротора
0,2
–
7. Термоиндикаторы с соединительными проводами, подшипники
В соответствии с указаниями изготовителей
Измерение сопротивления изоляции
Измерение проводится по ГОСТ 11828.
Допустимые значения сопротивления изоляции электродвигателей напряжением выше 1 кВ должны соответствовать нормам, приведен- ным в таблице 4.4.11.
У синхронных электродвигателей и электродвигателей с фазным ротором на напряжение 3 кВ и выше или мощностью более 1 МВт про- водится измерение сопротивления изоляции ротора мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренное значение сопротивления должно быть не ниже 0,2 МОм.
Таблица 4.4.11 – Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции для электродвигателей (см. таблицу 4.4.10, пункты 3, 4)
Температура обмотки, °С
Сопротивление изоляции R60" , МОм, при номинальном напряжении обмотки, кВ
3–3,15
6–6,3
10–10,5
10
30
60
100
20
20
40
70
30
15
30
50
40
10
20
35
50
7
15
25
60
5
10
17
75
3
6
10
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится по ГОСТ 11828 и ГОСТ IEC 60034-1 на полностью собранном электро- двигателе.
Испытание обмотки статора проводится для каждой фазы в отдель- ности относительно корпуса при двух других, соединенных с корпусом. У двигателей, не имеющих выводов каждой фазы в отдельности, допу- скается проводить испытание всей обмотки относительно корпуса.
Значения испытательных напряжений приведены в таблице 4.4.12. Продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 мин.
Таблица 4.4.12 – Испытательные напряжения частотой 50 Гц для обмоток электродвигателей переменного тока
Испытуемый элемент
Мощность электродвигателя, кВт
Номинальное напряжение электро- двигателя, кВ
Испытательное напряжение, кВ
1. Обмотка статора
Менее 1,0
Ниже 0,1
0,8 (2Uном 0,5)
От 1,0 и до 1000
Ниже 0,1
0,8 (2Uном 1)
Выше 0,1
0,8 (2Uном 1), но не менее 1,2
От 1000 и более
До 3,3 включ.
0,8 (2Uном 1)
От 1000 и более
Св. 3,3 до 6,6 включ.
0,8 2,5Uном
От 1000 и более
Св. 6,6
0,8 (2Uном 3)
Окончание таблицы 4.4.12
Испытуемый элемент
Мощность электродвигателя, кВт
Номинальное напряжение электро- двигателя, кВ
Испытательное напряжение, кВ
2. Обмотка ротора синхрон- ных электродвигателей, предназначенных для не- посредственного пуска,
с обмоткой возбуждения, замкнутой на резистор или источник питания
–
–
8-кратное Uном системы возбуж- дения, но не менее 1,2 и не более 2,8
3. Обмотка ротора электродвигателя с фазным ротором
–
–
1,5Uр*,
но не менее 1,0
4. Резистор цепи гашения поля синхронных двига- телей
–
–
2,0
5. Реостаты и пускорегули- рующие резисторы
–
–
1,5Uр*,
но не менее 1,0
*Uр – напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и номинальном напряжении на статоре.
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение проводится при практически холодном состоянии ма- шины.
а) Обмотки статора и ротора1.
Измерение проводится у электродвигателей на напряжение 3 кВ и выше. Приведенные к одинаковой температуре измеренные значения сопротивлений различных фаз обмоток, а также обмотки возбуждения синхронных двигателей не должны отличаться друг от друга и от исход- ных данных более чем на 2 %.
б) Реостаты и пускорегулировочные резисторы.
Для реостатов и пусковых резисторов, установленных на электро- двигателях напряжением 3 кВ и выше, сопротивление измеряется на всех ответвлениях. Для электродвигателей напряжением ниже 3 кВ измеряется общее сопротивление реостатов и пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек.
Значения сопротивления не должны отличаться от исходных зна- чений (данных изготовителя) более чем на 10 %.
1 Сопротивление постоянному току обмотки ротора измеряется у синхронных электро- двигателей и асинхронных электродвигателей с фазным ротором.
Измерение воздушного зазора между сталью ротора и статора
Измерение зазоров должно проводиться, если позволяет конструк- ция электродвигателя. При этом у электродвигателей мощностью 100 кВт и более, у всех электродвигателей ответственных механизмов, а также у электродвигателей с выносными подшипниками и подшип- никами скольжения величины воздушных зазоров в местах, располо- женных по окружности ротора и сдвинутых друг относительно друга на угол 90°, или в местах, специально предусмотренных при изготов- лении электродвигателя, не должны отличаться больше чем на 10 % от среднего значения.
Измерение зазоров в подшипниках скольжения
Увеличение зазоров в подшипниках скольжения более значений, приведенных в таблице 4.4.13, указывает на необходимость переза- ливки вкладыша.
Таблица 4.4.13 – Допустимые величины зазоров в подшипниках скольжения электродвигателя
Номинальный диаметр вала, мм
Зазор, мм, при частоте вращения, об/мин
до 1000
от 1000 до 1500 включ.
св. 1500
18–30
0,04–0,0,93
0,06–0,13
0,14–0,28
31–50
0,05–0,112
0,075–0,16
0,17–0,34
51–80
0,065–0,135
0,096–0,195
0,2–0,4
81–120
0,08–0,16
0,12–0,235
0,23–0,46
121–180
0,10–0,195
0,15–0,285
0,26–0,53
181–260
0,12–0,225
0,18–0,3
0,3–0,6
261–360
0,14–0,25
0,21–0,38
0,34–0,68
361–500
0,17–0,305
0,25–0,44
0,38–0,76
Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом
Значение тока ХХ для вновь вводимых электродвигателей не нор- мируется, оценивается рабочее состояние электродвигателей.
Продолжительность проверки – не менее 1 ч.
Проверка работы электродвигателя под нагрузкой
Проверка проводится при неизменной мощности, потребляемой электродвигателем из сети не менее 50 % от номинальной, и при со-
ответствующей установившейся температуре обмоток. Проверяется тепловое и вибрационное состояние двигателя.
Измерение вибрации подшипников электродвигателя
Измерение проводится по ГОСТ IEC 60034-14 у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше, а также у всех электродвигателей ответ- ственных механизмов.
Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднеква- дратическое значение виброскорости или размах вибросмещений), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с ме- ханизмами, не должны превышать значений, указанных в технической документации изготовителя.
При отсутствии таких указаний вибрация подшипников электродви- гателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следую- щих значений:
Синхронная частота вращения,
об/мин 3000 1500 1000 750 и менее
Вибрация подшипников, мкм 30 60 80 95
Измерение разбега ротора в осевом направлении
Измерение проводится у электродвигателей, имеющих подшипни- ки скольжения.
Осевой разбег ротора двигателя, не соединенного с механизмом, зависит от конструкции двигателя, приводится в технической доку- ментации на двигатель и должен составлять от 2 до 4 мм на сторону от нейтрального положения1, определяемого действием магнитного поля при вращении ротора в установившемся режиме и фиксируемого меткой на валу.
Гидравлическое испытание воздухоохладителя
Испытание проводится по ГОСТ 11828 избыточным давлением 0,2–0,25 МПа в течение 5–10 мин, если отсутствуют другие указания изготовителя. При этом не должно наблюдаться снижения давления или утечки жидкости, применяемой при испытании.
Испытание возбудителей
Испытание возбудителей проводится у синхронных электро- двигателей в соответствии с ГОСТ 10159, ГОСТ 10169, ГОСТ 11828, ГОСТ 29280, техническими условиями на конкретные виды машин и требованиями 4.4.3.
1 Если в технической документации по эксплуатации не оговорена другая норма.
Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)
а) Общие положения.
Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 630 кВА ис- пытываются по 4.4.6.1– 4.4.6.4, 4.4.6.14, 4.4.6.15, 4.4.6.17.
Маслонаполненные трансформаторы мощностью 0,63–1,6 МВ·А испытываются по 4.4.6.1– 4.4.6.5, 4.4.6.10, 4.4.6.15– 4.4.6.17.
Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ·А, а также трансформаторы собственных нужд электростанций незави- симо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотрен- ном 4.4.6.
Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком трансфор- маторы всех мощностей испытываются по 4.4.6.1– 4.4.6.7, 4.4.6.15, 4.4.6.17.
Трансформаторы подлежат прогреву при несоблюдении требова- ний по температуре обмоток в соответствии с требованиями настоя- щего технического кодекса и при проведении контрольной подсушки при длительном хранении трансформаторов вне схемы питания.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Методы испытаний электрической прочности изоляции должны со- ответствовать ГОСТ 22756.
Методы измерений диэлектрических параметров изоляции по 4.4.6.2 – ГОСТ 3484.3.
Методы испытаний, проверок и измерений по 4.4.6.4– 4.4.6.8 – ГОСТ 3484.1.
Методы испытаний устройств переключения ответвлений обмоток трансформатора под нагрузкой – ГОСТ 8008.
Методы испытаний бака трансформатора на плотность по
4.4.6.10 – ГОСТ 3484.5.
в) Требования к средствам измерений и испытаний.
По классам точности приборы должны удовлетворять требовани- ям ГОСТ 3484.1, ГОСТ 3484.3, ГОСТ 8008 и ГОСТ 17512.
Определение условий включения трансформаторов
Определение условий включения трансформаторов проводится в соответствии с требованиями настоящего раздела и инструкций из- готовителей.
Измерение характеристик изоляции
а) Измерение сопротивления изоляции обмоток.
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым изготовителем, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН – корпус, НН – корпус, ВН – НН) с подсоединением вывода «экран» ме- гаомметра к свободной обмотке или баку.
Измерение сопротивления изоляции обмоток должно проводиться при температуре изоляции:
не ниже 10 °С – у трансформаторов напряжением до 110 кВ вклю- чительно;
не ниже 20 °С – у трансформаторов напряжением 220–750 кВ;
отклоняющейся от температуры измерений изготовителя не бо- лее чем на 5 °С – у шунтирующих реакторов напряжением 750 кВ.
Сопротивление изоляции каждой обмотки трансформаторов, при- веденное к температуре испытаний, при которых определялись ис- ходные значения по 4.4.1.5, должно быть не менее 50 % исходных значений.
Для трансформаторов и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Температура обмотки, С
10
20
30
40
50
60
70
R60″, МОм (35 кВ)
450
300
200
130
90
60
40
R60″, МОм (110 кВ)
900
600
400
260
180
120
80
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температу- ре обмоток 20–30 °С должно быть для трансформаторов с номиналь- ным напряжением:
до 1 кВ – не менее 100 МОм;
св. 1 до 6 кВ – не менее 300 МОм;
св. 6 кВ – не менее 500 МОм.
Для остальных трансформаторов сопротивление изоляции, при- веденное к температуре измерений изготовителя, должно составлять не менее 50 % исходного значения.
б) Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg изоляции
обмоток.
Значения tg , приведенные к температуре измерений, при которых определялись исходные значения по 4.4.1.5, не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50 %.
Измеренные значения tg изоляции при температуре изоляции 20 °С и более, не превышающие 1 %, считаются удовлетворительны- ми, и их сравнение с исходными данными не требуется.
Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции измеряется по схемам, применяемым изготовителем, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН – корпус, НН – корпус, ВН – НН) с подсо- единением вывода «экран» измерительного моста к свободным
обмоткам или баку. Измерение tg трансформаторов мощностью до 1600 кВА необязательно.
Измерение tg обмоток должно проводиться при температуре изо- ляции:
не ниже 10 °С – у трансформаторов напряжением до 110 кВ вклю- чительно;
не ниже 20 °С – у трансформаторов напряжением 220–750 кВ;
отклоняющейся от температуры измерений изготовителя не бо- лее чем на 5 °С – у шунтирующих реакторов напряжением 750 кВ.
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
а) Испытание изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в таблицах 4.4.14 и 4.4.15.
Продолжительность приложения нормированного испытательного на- пряжения – 1 мин.
Испытание повышенным напряжением изоляции обмоток су- хих трансформаторов обязательно и проводится по нормам табли- цы 4.4.14 для электрооборудования с облегченной изоляцией.
Таблица 4.4.14 – Испытательные напряжения частотой 50 Гц
для электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегченной изоляцией
Класс на- пряжения электро- оборудова- ния, кВ
Испытательное напряжение, кВ
Силовые трансформа- торы, шунтирующие и дугогасящие реакторы
Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, КРУ и КТП
у изготови- теля
при вводе в эксплуата- цию
у изготови- теля
при вводе в эксплуатацию
фарфоровая изоляция
другие виды изоляции
До 0,69
5,0/3,0
4,5/2,7
2,0
1,0
1,0
3
18,0/10,0
16,2/9,0
24,0 (28,0)
24,0 (28,0)
21,6
6
25,0/16,0
22,5/14,4
32,0 (37,0)
32,0 (37,0)
28,8 (33,3)
10
35,0/24,0
31,5/21,6
42,0 (48,0)
42,0 (48,0)
37,8 (43,2)
15
45,0/37,0
40,5/33,3
55,0 (63,0)
55,0 (63,0)
49,5 (56,7)
20
55,0/50,0
49,5/45,0
65,0 (75,0)
65,0 (75,0)
58,5 (67,5)
35
85,0
76,5
95,0 (120,0)
95,0 (120,0)
85,5 (108,0)
Окончание таблицы 4.4.14
Класс на- пряжения электро- оборудова- ния, кВ
Испытательное напряжение, кВ
Силовые трансформа- торы, шунтирующие и дугогасящие реакторы
Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, КРУ и КТП
у изготови- теля
при вводе в эксплуата- цию
у изготови- теля
при вводе в эксплуатацию
фарфоровая изоляция
другие виды изоляции
Примечания
Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель – с нормальной изоляцией, знаменатель – с облегченной изоляцией.
Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относи- тельно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс.
Если изготовителем электрооборудование было испытано напряжением, отличающимся от указанно- го, испытательные напряжения должны быть соответственно скорректированы.
Время приложения испытательного напряжения для органической изоляции – 5 мин, для керамиче- ской изоляции – 1 мин.
Изоляция вторичных обмоток измерительных трансформаторов тока и напряжения относительно заземленных частей, а также между собой при изготовлении должна выдерживать в течение 1 мин воздействие испытательного напряжения 3 кВ частотой 50 Гц.
Импортные трансформаторы разрешается испытывать напря- жениями, указанными в таблице 4.4.14, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжение, которым данный трансформатор был испытан изготовителем.
Таблица 4.4.15 – Испытательные напряжения частотой 50 Гц
для герметизированных силовых трансформаторов
Класс напряжения транс- форматора, кВ
Испытательное напряжение, кВ
у изготовителя
при вводе в эксплуатацию
3
10
9,0
6
20
18,0
10
28
25,2
15
38
34,2
20
50
45,0
Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряже- ние до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соот- ветствующего класса.
При реконструкции трансформатора значение испытательного на- пряжения принимается равным 0,9 напряжения при испытаниях, про- веденных изготовителем.
б) Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измери- тельной аппаратуры, установленной на трансформаторе.
Испытание проводится на полностью собранных трансформа- торах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапа- ном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах мано- метрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
Значение испытательного напряжения – 1 кВ. Продолжительность испытания – 1 мин.
Значение испытательного напряжения при испытаниях манометри- ческих термометров – 750 В. Продолжительность испытания – 1 мин.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току
Измерение сопротивления обмоток постоянному току проводится на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний.
При наличии реверса или грубой ступени измерение проводится на одном положении реверса или грубой ступени плюс одно положе- ние избирателя после срабатывания предизбирателя.
Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измерен- ные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой темпе- ратуре, не должны отличаться более чем на 2 %. Если из-за конструк- тивных особенностей трансформатора это расхождение может быть бÓльшим и оно указано в технической документации изготовителя, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, при- веденной в паспорте трансформатора.
Значение сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного перерасчета не должно отличаться более чем на 5 % от исходных значений.
Перед измерением сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует про- извести не менее трех полных циклов переключения.
Проверка коэффициента трансформации
Проверка коэффициента трансформации проводится на всех сту- пенях переключения. Коэффициент трансформации должен отли- чаться не более чем на 2 % от значений, полученных на том же ответ- влении на других фазах, или от данных изготовителя.
Для трансформаторов с РПН разница между коэффициента- ми трансформации не должна превышать значения ступени ре- гулирования.
В случае невозможности измерения фазного коэффициента допу- скается измерение линейного коэффициента.
Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов
Проверка проводится, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным трансформатора, а по- лярность выводов – обозначениям на крышке бака трансформатора.
Измерение потерь холостого хода
Измерение проводится у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе испытаний изготовителя (паспорте). У трехфазных трансформаторов потери ХХ измеряются при одно- фазном возбуждении по схемам, применяемым изготовителем.
У трехфазных трансформаторов соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоко- ле испытаний изготовителя (паспорте), более чем на 5 %.
У однофазных трансформаторов отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10 %.
Если соотношение потерь не отличается более чем на 5 % по срав- нению с данными изготовителя, разрешается не проводить размагни- чивание обмоток, в противном случае размагничивание обмоток обя- зательно.
Измерение сопротивления короткого замыкания Zк трансформатора
Измерение проводится у трансформаторов мощностью 63 MB·А и более.
Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвле- ниях.
Значения Zк не должны превышать значение, определенное по на- пряжению КЗ uк трансформатора на основном ответвлении, более чем на 5 % или более чем на 3 % от данных изготовителя.
Проверка работы переключающего устройства
Проверка проводится в соответствии с указаниями изготовителя.
Испытание бака на плотность
Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметич- ных и не имеющих расширителя.
Испытание проводится:
у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно – ги- дравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением транс- форматоров с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;
у трансформаторов с пленочной защитой масла – созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;
у остальных трансформаторов – созданием избыточного давле- ния азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве рас- ширителя.
Продолжительность испытания во всех случаях – не менее 3 ч. Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов на- пряжением до 110 кВ включительно – не ниже 10 °С, остальных – не ниже 20 °С.
Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.
Проверка устройств охлаждения
Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответ- ствовать указаниям изготовителя.
Проверка устройств охлаждения проводится в соответствии с тех- нической документацией по эксплуатации системы охлаждения, вхо- дящей в комплект технической документации изготовителя на данный трансформатор.
Проверка предохранительных устройств
Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также пред- охранительной (выхлопной) трубы проводится в соответствии с требо- ваниями технической документации изготовителя.
Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле
Проверка и испытания проводятся в соответствии с технической документацией по эксплуатации соответствующих реле.
Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха
Проверка воздухоосушителя, установок пленочной защиты масла, термосифонного или адсорбирующего фильтра проводится в соответ- ствии с указаниями изготовителя.
Влагосодержание силикагеля, подготовленного для термосифонных и адсорбирующих фильтров, должно быть не более 0,5 % по массе.
Фазировка трансформаторов
Должно иметь место совпадение фаз вторичных напряжений у трансформаторов, включаемых на параллельную работу.
Испытание трансформаторного масла
Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям гра- фы 4 таблицы 4.4.43.
Таблица 4.4.16 – Объем испытаний трансформаторного масла силовых трансформаторов (по показателям таблицы 4.4.43)
Испытуемый объект
В течение 10 дней после прибытия трансформатора
В процессе хранения трансформаторов
При вводе в эксплуатацию
один раз в 3 мес.
один раз в 6 мес.
после заливки (доливки) масла
перед вводом в эксплуатацию
1. Силовые
1
1, 6
1
1–5, 7
1
трансформаторы:
напряжением до 35 кВ
мощностью до 630 кВА
включ.
напряжением 6–10 кВ
1
1–5, 7
мощностью 630 кВА
включ. без РПН
напряжением 6–10 кВ
1
1
1–5, 7
1–5, 7
мощностью 630 кВА
включ. с РПН
напряжением 35 кВ
1
1
1–5, 7
1–7
мощностью более
630 кВА без РПН
напряжением 35 кВ
1
1
1–5, 7, хрома-
1–7, хромато-
мощностью более
тографический
графический
630 кВА с РПН
анализ масла
анализ масла
напряжением 110 кВ
1, 4, 6
1–7, хромато-
1–7, хромато-
мощностью менее
графический
графический
63 МВА
анализ масла
анализ масла
напряжением 110 кВ
мощностью 63 МВА
и более
напряжением 220 кВ
и выше
Окончание таблицы 4.4.16
Испытуемый объект
В течение 10 дней после прибытия трансформатора
В процессе хранения трансформаторов
При вводе в эксплуатацию
один раз в 3 мес.
один раз в 6 мес.
после заливки (доливки) масла
перед вводом в эксплуатацию
2. Контактор
1, 4
1
Примечания
Для трансформаторов с пленочной защитой масла дополнительно определяется газосо- держание.
У трансформаторов всех напряжений масло из бака контактора РПН на влагосодержание испытывается в соответствии с технической документацией изготовителя.
Из герметизированных трансформаторов проба масла не отби- рается.
Для трансформаторов, поставляемых без масла, проводится ис- пытание остатков масла (донная проба) в баке трансформаторов. При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодер- жание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не ниже 50 кВ, а влагосодержание не выше:
0,0025 % – у трансформаторов напряжением 110–330 кВ; 0,0020 % – у трансформаторов напряжением 750 кВ.
Объем испытаний трансформаторного масла силовых трансфор- маторов по прибытии, при хранении и вводе в эксплуатацию приведен в таблице 4.4.16.
Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке со- стояния трансформатора после транспортировки.
Испытание включением на номинальное напряжение
Включение трансформаторов проводится на время не менее
30 мин. В течение этого времени осуществляется прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора.
В процессе испытаний не должны наблюдаться явления, указыва- ющие на неудовлетворительное состояние трансформатора.
Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.
Испытание вводов
Испытание следует проводить в соответствии с 4.4.23.
Испытание встроенных трансформаторов тока
Испытание следует проводить в соответствии с 4.4.7.8.
Измерительные трансформаторы тока
а) Общие положения.
Дополнительные требования к испытаниям и проверкам для от- дельных видов трансформаторов тока, связанные со спецификой их конструкции и назначения, устанавливаются ТНПА на трансформато- ры тока конкретных типов.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
При испытаниях следует учитывать требования ГОСТ 7746 и 4.4.7.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления основной изоляции трансформаторов тока, изоляции измерительного конденсатора и вывода последней обкладки бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа прово- дится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Измерение сопротивления вторичных обмоток и промежуточных обмоток каскадных трансформаторов тока относительно цоколя про- водится мегаомметром на напряжение 1000 В.
Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 4.4.17.
У каскадных трансформаторов тока сопротивление изоляции из- меряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворитель- ных результатах таких измерений сопротивление изоляции дополни- тельно измеряется по ступеням.
Таблица 4.4.17 – Допустимые значения сопротивления изоляции, МОм, не менее
Класс напряже- ния, кВ
Основная изоляция
Измеритель- ный вывод
Наружные слои
Вторичные обмотки*
Промежуточные обмотки
3–35
1000
–
–
50 (1)
–
110–220
3000
–
–
50 (1)
–
330–750
5000
3000
1000
50 (1)
1
* Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок – при отключенных вторичных цепях, в скобках – с подключенными вторичными цепями.
Измерение tg изоляции
Измерения tg трансформаторов тока с основной бумажно-масля- ной изоляцией проводятся при напряжении 10 кВ.
Измеренные значения, приведенные к температуре 20 °С, должны быть не более указанных в таблице 4.4.18.
У каскадных трансформаторов тока tg основной изоляции изме-
ряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворительных
результатах таких измерений tg основной изоляции дополнительно проводится измерение по ступеням.
Измерение tg трансформаторов с маслобарьерной изоляцией не проводится.
Таблица 4.4.18 – Приведенные к температуре 20 оС предельные значения tg , %, основной изоляции трансформаторов тока
Тип изоляции
Номинальное напряжение трансформаторов тока, кВ
3–15
20–35
110
220
330
500
750
Бумажно-бакелитовая
3,0
2,5
2,0
–
–
–
–
Основная бумажно-масля- ная и конденсаторная
–
2,5
2,0
1,0
Не более 150 % от измерен- ного изготовителем, но не выше 0,8
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
а) Испытание повышенным напряжением основной изоляции. Значения испытательного напряжения основной изоляции приве-
дены в таблице 4.4.14.
Длительность испытания трансформаторов тока с фарфоровой внешней изоляцией – 1 мин, с органической изоляцией – 5 мин.
Допускается проведение испытаний трансформаторов тока со- вместно с ошиновкой. Трансформаторы тока напряжением более 35 кВ не подвергаются испытаниям повышенным напряжением.
б) Испытание повышенным напряжением изоляции вторичных обмоток.
Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается рав- ным 1 кВ.
Продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 мин.
Снятие характеристик намагничивания
Характеристика снимается повышением напряжения на одной из вторичных обмоток до начала насыщения, но не выше 1800 В.
При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении.
Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми.
Отличия от значений, измеренных изготовителем, или от измерен- ных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должны превышать 10 %.
Измерение коэффициента трансформации
Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2 %.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току
Измерение проводится у трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше.
Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления долж- но приводиться к температуре испытаний изготовителем. При сравне- нии с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.
Испытания трансформаторного масла
При вводе в эксплуатацию трансформаторов тока свежее сухое трансформаторное масло до и после заливки (доливки) в трансфор- маторы должно быть испытано в следующем объеме:
у трансформаторов тока напряжением до 220 кВ – по показате- лям 1–7 таблицы 4.4.43;
у негерметичных трансформаторов тока напряжением 330 кВ, не оснащенных системой контроля под рабочим напряжением, – по по- казателям 1–7 таблицы 4.4.43;
у остальных трансформаторов тока напряжением 330 кВ – со- гласно технической документации изготовителя.
У маслонаполненных каскадных трансформаторов тока оценка состояния трансформаторного масла в каждой ступени проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению ступени.
Испытание встроенных трансформаторов тока
Проводится по 4.4.7.1, 4.4.7.3 (перечисление б)), 4.4.7.4–4.4.7.6. Измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока проводится мегаомметром на напряжение 1000 В.
Измеренное сопротивление изоляции без вторичных цепей долж- но быть не менее 10 МОм.
Допускается измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока вместе со вторичными цепями. Измеренное сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
Измерительные трансформаторы напряжения
Требования к испытаниям и проверкам для трансформаторов на- пряжения устанавливаются ГОСТ 1983.
Электромагнитные трансформаторы напряжения
а) Измерение сопротивления изоляции обмоток.
Измерение сопротивления изоляции по ГОСТ 1983 проводится ме- гаомметром на напряжение 2500 В для первичных обмоток незазем- ляемых трансформаторов и на напряжение 1000 В – для первичных обмоток заземляемых и вторичных обмоток всех трансформаторов напряжения.
Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 4.4.19.
б) Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц. Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением про-
водятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение.
Значения испытательного напряжения основной изоляции приве- дены в таблице 4.4.14.
Длительность испытания трансформаторов напряжения с фарфо- ровой внешней изоляцией – 1 мин, с органической изоляцией – 5 мин. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается рав-
ным 1 кВ.
Продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 мин.
Таблица 4.4.19 – Допустимые значения сопротивления изоляции, МОм, не менее
Класс напряжения, кВ
Основная изоляция
Вторичные обмотки*
Связующие обмотки*
3–35
100
50 (1)
1
110–330
300
50 (1)
1
* Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок – при отключенных вторичных цепях; в скобках – с подключенными вторичными цепями.
Трансформаторы напряжения с ослабленной изоляцией вывода обмотки ВН испытываются индуктированным напряжением с коэффи- циентом испытательного напряжения, равным 1,3, при этом основная и дополнительная обмотки низкой стороны должны быть соединены последовательно.
в) Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
Измерение проводится у связующих обмоток каскадных трансфор- маторов напряжения.
Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления долж- но приводиться к температуре испытаний изготовителем. При сравне- нии с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.
г) Испытание трансформаторного масла.
При вводе в эксплуатацию трансформаторов напряжения масло должно быть испытано в соответствии с показателями 1–7 табли- цы 4.4.43.
У маслонаполненных каскадных трансформаторов напряжения оценка состояния масла в отдельных ступенях проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению ступени.
Емкостные трансформаторы напряжения
а) Испытание конденсаторов делителей напряжения.
Испытания конденсаторов делителей напряжения проводятся в со- ответствии с 4.4.20.
б) Измерение сопротивления изоляции электромагнитного устрой- ства.
Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаом- метром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 30 % в худшую сторону, но составлять не ме- нее 300 МОм.
в) Испытание электромагнитного устройства повышенным напря- жением частотой 50 Гц.
Испытаниям подвергается изоляция вторичных обмоток электро- магнитного устройства.
Испытательное напряжение – 1,8 кВ. Длительность приложения напряжения – 1 мин.
г) Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
При вводе в эксплуатацию измерение сопротивления обмоток по- стоянному току проводится только на положении, выставленном из- готовителем. Это положение на переключающем устройстве должно быть опломбировано.
Измеренные значения, приведенные к температуре при заводских испытаниях, не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 5 %.
д) Измерение тока и потерь холостого хода.
Измерение тока и потерь холостого хода проводится при напряже- ниях, указанных в технической документации изготовителя.
Измеренные значения не должны отличаться от указанных в пас- порте более чем на 10 %.
е) Испытание трансформаторного масла из электромагнитного устройства.
Перед вводом в эксплуатацию определяется пробивное напряже- ние масла из электромагнитного устройства. Значение пробивного на- пряжения масла должно быть не менее 30 кВ.
При вводе в эксплуатацию свежее сухое трансформаторное масло для заливки (доливки) электромагнитного устройства должно быть ис- пытано по показателям 1–7 таблицы 4.4.43.
ж) Испытание вентильных разрядников.
Испытание проводится согласно требованиям 4.4.21.
Масляные и электромагнитные выключатели
а) Общие положения.
Температура окружающего воздуха при проведении испытаний вы- ключателя в помещении (для которых температура не оговорена иным образом), должна быть в диапазоне от 10 °С до 35 °С.
Температура окружающего воздуха при проведении испытаний на открытых площадках и в открытых камерах не нормируется.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Испытание электрической прочности изоляции выключателей на номинальное напряжение до 220 кВ и выше – по ГОСТ 1516.2 и ГОСТ 1516.3.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления изоляции проводится для:
а) подвижных и направляющих частей, выполненных из органиче- ских материалов; проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции не должно быть меньше значений, при- веденных ниже:
номинальное напряжение
выключателя, кВ
до 10
15–150
220 и выше
сопротивление изоляции, МОм
1000
3000
5000
б) вторичных цепей, электромагнитов управления и других частей выключателя. Проводится в соответствии с 4.4.26.1.
Испытание вводов
Испытание вводов проводится в соответствии с 4.4.23.
Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств
Оценка проводится у баковых масляных выключателей на напря- жение 35 кВ в том случае, если при измерении tg вводов на пол- ностью собранном выключателе получены повышенные значения по сравнению с нормами, приведенными в таблице 4.4.41.
Внутрибаковая изоляция и изоляция дугогасительных устройств подлежат сушке, если исключение влияния этой изоляции снижает из- меренный tg более чем на 4 % (абсолютное значение).
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
а) опорной изоляции и изоляции выключателей напряжением до 35 кВ относительно корпуса.
Испытательное напряжение для выключателей принимается в со- ответствии с данными таблицы 4.4.20. Продолжительность приложе- ния нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Аналогичному испытанию должна подвергаться изоляция межкон- тактных разрывов масляных выключателей 6–10 кВ;
Таблица 4.4.20 – Испытательное напряжение частотой 50 Гц для внешней изоляции аппаратов
Класс напряже- ния, кВ
Испытательное напряжение, кВ, для аппаратов с изоляцией
нормальной керамической
нормальной органической
облегченной керамической
облегченной органической
3
24
21,6
13
11,7
6
32
28,8
21
18,9
10
42
37,8
32
28,8
15
55
49,5
48
43,2
20
65
58,5
–
–
35
95
85,5
–
–
б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управ- ления.
Значение испытательного напряжения – 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
При монтаже маломасляных выключателей серии ВМТ следует вы- полнять измерение сопротивления изоляции каждого нагревательного
элемента (в холодном состоянии). Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.
Измерение сопротивления постоянному току Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) токоведущего контура контактной системы.
Измерения сопротивлений постоянному току проводятся пофаз-
но. Их значения не должны превышать значений, указанных в табли- це 4.4.21. Нормы на величины сопротивлений отдельных участков контура указаны в технической документации изготовителя;
б) шунтирующих резисторов дугогасительных устройств. Измеренные значения сопротивления должны отличаться от дан-
ных изготовителя не более чем на 3 %;
в) обмоток электромагнитов управления.
Измеренные значения сопротивлений обмоток должны соответ- ствовать нормам испытаний изготовителей.
Таблица 4.4.21 – Значения сопротивлений постоянному току токоведущего контура контактной системы масляных и электромагнитных выключателей
Тип выключателя
Номинальный ток, А
Сопротивление контактов, мкОм, не более
ВПМ-10
630
78
1000
72
МГ-10, МГ-20
5000
300*
6000
Нет данных
МГГ-10
3150
18; 240*
4000
14; 240*
5000
12; 240*
ВМ-14, ВМ-16
200
350
600
150
1000, 1250
100
ВМ-22, ВМ-23
600
150
1000, 1500
100
ВМГ-10
630
75
1000
70
ВПМП-10
630
78
1000
72
630
55
1000
45
1600
32
Тип выключателя
Номинальный ток, А
Сопротивление контактов, мкОм, не более
ВМП-10, ВМП-10П, ВМП-10К
600
55
1000
40
1500
30
ВММ-10
630
85
ВК-10, ВКЭ-10
630
50/45**
1000
45/40**
1600
25
ВЭ-10, ВЭС-6
1600
30
2000–2500
20
3200–3600
15
ВМД-35
410
ВЭМ-6
2000, 3200
45
С-35
630
310
3200
60
МКП-35
1000
250
ВТ-35, ВТД-35
630
550
МКП-110Б
630
1300
1000
800
МКП-220
2000
1200
У-110-2000-40
2000
320
У-110-2000-50
2000
365
У-220-1000/2000-25
2000
600
У-220-2000-40
2000
450
ВМТ-220
–
115/85***
ММО-110
1250
180
* Сопротивление дугогасительных контактов.
** В числителе – данные для выключателей на номинальный ток отключения 20 кА, в знаменате- ле – на 31,5 кА.
*** В числителе – сопротивление дугогасительного устройства для выключателей на номиналь- ный ток отключения 25 кА, в знаменателе – на 40 кА.
Измерение скоростных и временных характеристик выключателей
Измерение скоростей движения подвижных контактов и време- ни их включения и отключения проводится при полностью залитом маслом выключателе и номинальном напряжении оперативного тока на выводах электромагнитов управления.
Скоростные и временные характеристики выключателя, пригодно- го к эксплуатации, должны соответствовать данным таблицы 4.4.22.
Таблица 4.4.22 – Скоростные и временные характеристики масляных и электромагнитных выключателей
Тип выключателя
Скорость движения контактов, м/с
Собственное время, с, не более
при включении/ отключении
максимальная, не более
включения
отключе- ния
ВПМ-10
2,3 0,3/2,4 0,3
2,6/3,9
0,3
0,12
МГ-10
2,2 0,2/1,8 0,3
–/2,4
0,75
0,135
МГ-20
2,0 0,3/1,8 0,3
–/2,3
0,8
0,155
МГГ-10-45УЗ
2,3 0,3/2,5 0,2
2,6/3,6
0,4
0,12
МГГ-10-5000-63УЗ
3,0 0,3/2,5 0,2
3,6/3,6
0,4
0,11
ВМ-14, ВМ-16
1,65/1,22
1,8/1,24
0,24
0,12
ВМ-22
1,6/1,5
–
0,24
0,15
ВМ-23
1,8/1,75
–
0,28
0,15
ВМГ-10
2,0 2,6/2,1 2,7
2,6/3,9
0,3
0,12
ВПМП-10
2,4 2,8/2,2 0,3
3,2/3,2
0,3
0,12
ВМП-10
4,5 0,5/3,4 0,4
5,0/5,0
0,3
0,1
ВМП-10П
4,5 0,4/3,5 0,3
6,0/5,0
0,2
0,1
ВММ-10
–/2,3 0,2
–
0,2
0,1
ВМПП-10-20
4,2 0,4/2,5 0,2
–
0,2
0,1
ВМПП-10-31,5
4,5 0,4/2,8 0,2
–
0,2
0,1
ВК-10-20-630(1000)
3,5 0,3/2,5 0,2
–
0,075
0,05
ВК-10-20-1600
3,2 0,3/2,3 0,2
–
0,075
0,05
ВК-10-31,5-630(1000)
4,2 0,4/2,5 0,2
–
0,075
0,05
ВК-10-31,5-1600
4,0 0,4/2,3 0,2
–
0,075
0,05
ВЭ-10-1250(1600)-20
5,2 0,5/3,5 0,4
–
0,075
0,06
ВЭ-10-2500(3600)-20
4,8 0,5/3,0 0,3
–
0,075
0,06
ВЭ-10-1250(1600)-31,5
6,5 0,6/3,5 0,4
–
0,075
0,06
ВЭ-10-2500(3600)-31,5
5,8 0,6/3,0 0,3
–
0,075
0,06
Тип выключателя
Скорость движения контактов, м/с
Собственное время, с, не более
при включении/ отключении
максимальная, не более
включения
отключе- ния
ВЭ(С)-6
5,8 0,6/3,0 0,3
–
0,075
0,06
ВЭМ-6
4,0 0,5/3,4 0,6
–
0,35
0,06
ВКЭ-10-20-630(1000)
4,0 0,4/2,5 0,2
–
0,3
0,07
ВКЭ-10-20-1600
3,8 0,4/2,3 0,2
–
0,3
0,07
ВКЭ-10-31,5-630(1000)
4,0 0,4/2,5 0,2
–
0,3
0,07
ВКЭ-10-31,5-1600
3,8 0,4/2,3 0,2
–
0,3
0,07
С-35-630
2,7 0,3/1,0 0,2
3,0–0,3/
0,34
0,05
с приводом ШПЭ-12
1,6 0,2
С-35-630
2,7 0,3/1,0 0,2
3,0–0,3/
0,4
0,12
с приводом ПП-67
1,6 0,2
С-35-3200-50
2,3 0,2/1,5 0,2
3,2–0,3/
0,64
0,055
приводом ШПЭ-38
2,4–0,2
МКП-35
1,7 0,2/1,6 0,2
3,2–0,3/
0,4
0,05
3,6–0,2
ВТ-35
1,8 0,3/1,1 0,2
2,1 0,3/
0,35
0,12
2,7 0,2
ВМД-35
1,9 0,6/0,9 0,4
2,2 0,6/
0,35
0,06
3,2 0,4
У-110-2000-40
1,7 0,2/1,3 0,2
3,3–0,4/
0,3 (ШПВ)
–
3,7–0,4
0,7 (ШПЭ)
0,06
У-110-2000-50
1,7 0,2/2,1 0,3
3,5-0,4/
0,3 (ШПВ)
–
3,9–0,4
0,7 (ШПЭ)
0,05
У-220-1000/2000-25
1,9 0,2/1,3 0,2
4,6–0,4/
0,8
0,05
3,8–0,4
У-220-2000-40
1,3 0,2/2,0 0,3
4,3–0,4/
0,75
0,045
3,6–0,4
BMT-220(25 кА)
2,7–3,3/2,3–2,9
–
0,13
0,035
ВМТ-220(40 кА)
2,7–3,3/2,3 2,9
–
0,13
0,03
ММО-110
6,0 0,2/5,3 0,2
–
0,15
0,05
Примечание – В числителе – скорость при замыкании контактов, в знаменателе – при их размыкании.
Измерение хода подвижных частей, вжима контактов при включении, одновременности замыкания и размыкания контактов выключателей
Измеренные значения должны соответствовать данным табли- цы 4.4.23.
Таблица 4.4.23 – Нормы на ход подвижных частей выключателей
Тип выключателя
Ход подвижных частей, мм
Ход в контактах (вжим), мм
Разновременность замыка- ния и размыкания контактов, мм, не более
ВПМ-10
210 5
45 5
5
МГ-10
425 15
90 2
5
МГ-20
475500
90 2
5
МГГ-10- 3150(4000,5000)-45
295 5
90–95
(18 2)
4
4
МГГ-10-5000-63
290 5
90–95
(22 4)
6 (4)
ВМ-14
–
–
4
ВМ-16
133 3
50 5
5
ВМ-22, ВМ-23
200 5
40 5
6
ВМГ-10
210 5
45 5
5
ВПМП-10
210 5
45 5
5
ВМП-10, ВМП-10П, ВМП-10К
240245
59 4
5
ВММ-10
180
35 3
5
ВМПП-10
207 4
59 4
5
ВК-10, ВКЭ-10
158 2
2932
3
ВЭ-10, ВЭ(С)-6
–
2631
–
(7,59)
1
С-35-630-10
228 6
10 1
1
С-35-3200-50
280 5
20 1
1
МКП-35
260275
15 1
2
ВТ-35, ВТД-35
230 10
813
2
ВМД-35
235 10
12 2
2
МКП-220
800 10
8 1
1
У-110-2000-40
465 10
10 1
2
У-110-2000-50
485 15
20 1
2
У-220-1000/2000-25
795 10
710
2
У-220-2000-40
730 10
20 1
2
Окончание таблицы 4.4.23
Тип выключателя
Ход подвижных частей, мм
Ход в контактах (вжим), мм
Разновременность замыка- ния и размыкания контактов, мм, не более
ВМТ-220
ММО-110
492 3
420 10
5760
80 5
–
5
Примечание – В скобках указаны нормы для главных контактов.
Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов приводов
и выключателей
Проверка проводится в объеме и по нормам технической докумен- тации изготовителей для каждого типа привода и выключателя.
Проверка действия механизма свободного расцепления
Механизм свободного расцепления привода должен позволять проведение операции отключения на всем ходе контактов, то есть в любой момент от начала операции включения.
Механизм свободного расцепления проверяется в работе при пол- ностью включенном положении привода в момент замыкания первич- ной цепи выключателя и в одном-двух промежуточных его положениях.
Проверка минимального напряжения (давления) срабатывания выключателей
Проверка минимального напряжения срабатывания проводится пополюсно у выключателей с пополюсными приводами.
Минимальное напряжение срабатывания должно соответствовать нормам, установленным изготовителями выключателей. Минималь- ное напряжение срабатывания электромагнитов управления выклю- чателей с пружинными приводами должно определяться при рабочем натяге (грузе) рабочих пружин согласно указаниям технической доку- ментации изготовителей и ТНПА.
Значение давления срабатывания пневмоприводов должно быть на 20–30 % меньше нижнего предела рабочего давления.
Испытание выключателей многократными опробованиями
Многократные опробования выключателей – выполнение опера- ций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени обязательны для всех выключателей; ОВ и ОВО обязатель- ны для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) должны проводиться при номинальном напряжении на выводах элек-
тромагнитов. Число операций и сложных циклов, подлежащих выпол- нению выключателем:
3–5 операций включения и отключения;
2–3 цикла каждого вида.
Испытание трансформаторного масла выключателей
У баковых выключателей всех классов напряжений и малообъ- емных выключателей 110 кВ и выше испытание масла проводится до и после его заливки в выключатели.
У малообъемных выключателей до 35 кВ масло испытывается до заливки в дугогасительные камеры.
Испытание масла проводится по показателям 1, 5 таблицы 4.4.43.
Испытание встроенных трансформаторов тока
Испытание встроенных трансформаторов тока проводится в соот- ветствии с 4.4.7.
Воздушные выключатели
а) Общие положения – в соответствии с 4.4.9 (перечисление а)).
б) Методы испытаний (проверок) и измерений – в соответствии с 4.4.9 (перечисление б)).
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления изоляции проводится для:
а) воздухопроводов, опорных и подвижных частей, выполненных из органических материалов, выключателей всех классов напряже- ний. Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приве- денных в 4.4.9.1 (перечисление а));
б) вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления – в со- ответствии с 4.4.26;
в) многоэлементных изоляторов – в соответствии с 4.4.17.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
а) опорной изоляции обязательно для выключателей до 35 кВ. Опорную фарфоровую изоляцию выключателей следует испыты-
вать повышенным напряжением частотой 50 Гц в соответствии с та- блицей 4.4.14. Продолжительность приложения нормированного ис- пытательного напряжения – 1 мин;
б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управле- ния. Проводится в соответствии с 4.4.26. Длительность испытания – 1 мин.
Измерение сопротивления постоянному току Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) токоведущего контура (главной цепи).
Измерение должно проводиться по частям, то есть для каждого дугогасительного устройства (модуля), элемента (разрыва) гаситель- ной камеры и отделителя, внутриполюсной ошиновки и других частей в отдельности. Наибольшие допустимые значения сопротивления кон- тактов воздушных выключателей приведены в таблице 4.4.24.
Таблица 4.4.24 – Наибольшие допустимые значения сопротивления постоянному току контактных систем воздушных выключателей
Тип выключателя
Сопротивление контура полюса, мкОм, не более
ВВН-110-6, ВВШ-110
140
ВВН-220-10
240
ВВН-220-15
260
ВВН-330-15
460
ВВ-330Б
380
ВВБ-110, ВВБМ-110Б, ВВБК-110Б
80
ВВБ-220Б, ВВД-220Б, ВВБК-220Б
300
ВВБ-330Б, ВВД-330Б, ВВДМ-330Б
600
ВВБ-750А
1200
ВНВ-330-40, ВНВ-330-63
150
ВНВ-750
230
ВО-750
300
ВВН-35/1000
60
Примечания
50 мкОм – для шин, соединяющих гасительную камеру с отделителем; 80 мкОм – для шины, соединяющей две половины отделителя;
10 мкОм – для перехода с аппаратного вывода отделителя на соединительную шину.
3 Значения сопротивления каждого разрыва дугогасительного устройства выключателей 330–750 кВ серии ВНВ не должны превышать 35 мкОм.
Наибольшие допустимые значения сопротивления одного элемента (разрыва) гасительной камеры и отделителя и одного дугогасительного устройства модуля: выключателей серии ВВН – 20 мкОм, серий ВВБ, ВВД, ВВБК – 80 мкОм, серии ВНВ – 70 мкОм.
У выключателей типа ВВ напряжением 330 кВ значения сопротивления следующих участков токоведущих контуров не должны превышать:
б) обмоток электромагнитов и цепей управления.
Измеренные значения сопротивлений обмоток электромагнитов и цепей управления воздушных выключателей должны соответство- вать нормируемым значениям:
электромагниты типа ВВ-400-15 с форсировкой: 1-я обмотка – 10 1,5 Ом; 2-я обмотка – 45 2 Ом; обе обмотки – 55 3,5 Ом;
электромагниты завода «Электроаппарат» – 0,39 0,03 Ом. Сопротивление цепей управления отключения и включения выклю-
чателей ВВБ, ВВД и ВВБК на напряжение 330 кВ и выше должно быть таким, чтобы значение пика оперативного тока составляло 22 0,5 А;
в) элементов делителей напряжения и шунтирующих резисторов. Результаты измерений должны соответствовать нормам изготови-
теля, приведенным в таблице 4.4.25.
Таблица 4.4.25 – Нормируемые значения сопротивлений постоянному току омических делителей напряжения и шунтирующих резисторов
Тип выключателя
Сопротивление одного элемента, Ом
ВВН-110-6
150 5
ВВШ-110Б
150
ВВН-220-10, ВВН-220-15, ВВН-330-15
15 000 150
ВВ-330
14 140 140
ВВБ-110, ВВБ-220Б
100 2
ВВБМ-110Б, ВВД-220Б
50 1
ВВБК-110Б, ВВБК-220Б
47,5
ВНВ-330-63
75
Примечание – Сопротивления шунтирующих резисторов, подлежащих установке на одном полюсе выключателя, должны отличаться друг от друга не более, чем допускается технической документа- цией изготовителя.
Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя
Электромагниты управления воздушных выключателей должны срабатывать при напряжении не более 0,7 Uном при питании привода от источника постоянного тока и не более 0,65 Uном при питании от сети переменного тока через выпрямительные устройства и наибольшем рабочем давлении сжатого воздуха в резервуарах выключателя. На- пряжение на электромагниты должно подаваться толчком.
Испытание конденсаторов делителей напряжения
Испытание проводится в соответствии с 4.4.20. Разность величин емкости конденсаторов в пределах полюса выключателя не должна превышать норм изготовителя.
Проверка характеристик выключателя
При проверке работы воздушных выключателей должны опре- деляться характеристики, предписанные технической документацией изготовителя. Результаты проверок и измерений должны соответство- вать нормам изготовителя, приведенным в таблицах 4.4.26–4.4.28. Виды операций и сложных циклов, значения давлений и напряжений оперативного тока, при которых должна проводиться проверка харак- теристик выключателей, приведены в таблице 4.4.29.
Испытание выключателя многократными опробованиями
Многократные опробования – выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени обяза- телен для всех выключателей; ОВ и ОВО – для всех выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) – должны проводиться при различных давлениях сжатого воздуха и напряжениях на зажимах электромагнитов управления с целью проверки исправности действия выключателей согласно таблице 4.4.29.
Проверка регулировочных и установочных характеристик
Проверка размеров, зазоров и ходов дугогасительных устройств и узлов шкафов управления проводится в объеме требований техни- ческой документации изготовителя.
Элегазовые выключатели
а) Общие положения.
Испытания проводят при температуре окружающей среды не ниже
10 °С.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Испытание электрической прочности изоляции элегазовых выклю- чателей проводится по ГОСТ 1516.3 и ГОСТ 1516.2.
Определение качества элегаза – по [10].
Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления
Измерение должно выполняться согласно 4.4.26.
Испытание изоляции выключателя
Значения испытательного напряжения приведены в таблице 4.4.14. Допускается не проводить испытание выключателей, заполненных элегазом изготовителем и не подлежащих вскрытию в течение всего
срока службы.
Элегазовые выключатели на номинальное напряжение 35 кВ и выше испытанию повышенным напряжением частотой 50 Гц не под- вергаются.
Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с 4.4.26. Значение испытательного напряжения для вторичных цепей и электромагнитов управления должно составлять 1 кВ.
Измерение сопротивления постоянному току Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) главной цепи.
Измерение должно проводиться как в целом для всего токоведу-
щего контура полюса, так и отдельно для каждого разрыва дугогаси- тельного устройства.
Измеренные значения должны соответствовать нормам изготови- теля.
Измерения не проводятся у выключателей, заполненных элега- зом изготовителем и не подлежащих вскрытию в течение всего срока службы;
б) обмоток электромагнитов управления и добавочных резисторов в их цепи.
Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать нормам изготовителя.
Проверка минимального напряжения срабатывания выключателей
Выключатели должны срабатывать при следующих отклонениях напряжения питающей сети:
а) при питании привода от источника постоянного тока: электро- магнита включения – 85–100 % Uном; электромагнита отключения – 70–100 % Uном;
б) при питании привода от сети переменного тока: электромагни-
тов включения и отключения – 85–100 % Uном;
в) при номинальном давлении элегаза в полостях выключателя и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода.
Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.
ТКП 339-2022 (33240)
164
Таблица 4.4.26 – Нормы на характеристики воздушных выключателей на напряжение 110–330 кВ с воздухонаполненным отделителем
Характеристика
ВВН-110-6, ВВШ-110
ВВН-220-10
ВВН-220-15
ВВН-330-15
ВВ-330Б (20 кА)
ВВ-330Б (31,5 кА)
1. Вжим подвижных контактов камеры, мм
12 ± 3
12 ± 3
12 ± 3
12 ± 3
10 ± 4
10 ± 4
2. Вжим подвижных контактов отделителя, мм
10 ± 2
10 ± 2
10 ± 2
10 ± 2
8 ± 3
10 ± 2
3. Давление срабатывания при отключении, при котором от- делитель четко залипает, МПа, не более
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
4. Давление, при котором первый контакт отделителя начинает двигаться на замыкание (давление отлипания), МПа
Не более 1
Не более 1
Не более 1
Не более 1
0,45–0,9
0,45–0,9
5. Падение (сброс) давления в резервуаре при отключении, МПа
0,28–0,29
0,28–0,29
0,28–0,29
0,28–0,29
Не более 0,3
0,25–0,3
6. Расход воздуха на вентиляцию выключателя, л/ч
Не менее 1350
Не менее 2700
Не менее 2700
Не менее 5400
1200–2400
1200–2400
7. Расход воздуха на утечки во включенном положении выклю- чателя, л/ч, не более
120
120
120
300
300
300
8. Расход воздуха на утечки в отключенном положении выклю- чателя, л/ч, не более
430
430
430
860
300
300
9. Собственное время отключения (от подачи команды
до первого размыкания контактов гасительной камеры), с,
0,05
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
не более
10. Разновременность размыкания контактов гасительной камеры полюса, с, не более
0,004
(0,005)
0,005
0,007
0,006
0,008
0,008
ТКП 339-2022 (33240)
165
Продолжение таблицы 4.4.26
Характеристика
ВВН-110-6, ВВШ-110
ВВН-220-10
ВВН-220-15
ВВН-330-15
ВВ-330Б (20 кА)
ВВ-330Б (31,5 кА)
11. Бесконтактная пауза гасительной камеры (от последнего размыкания контактов камеры до их первого вибрационного замыкания), с
0,10–0,16 0,10–0,16 0,10 ± 0,10–0,16
± 0,02*
0,14–0,18
0,2–0,27
12. Разновременность замыкания контактов гасительной камеры (от первого вибрационного замыкания контактов до прекращения вибрации), с, не более
Проверяется только при использовании выключателей в режиме АПВ**
0,12
0,1
13. Запаздывание размыкания контактов отделителя (от по-
следнего размыкания контактов камеры до первого размыкания
0,03–0,05 0,03–0,05 0,03–0,05 0,03–0,05
0,025–0,05
0,045–0,07
контактов отделителя), с
14. Разновременность размыкания контактов отделителя, с, не более
0,01 0,02 0,02 0,02
0,015
0,015
15. Разновременность отключения полюсов выключателя, с, не более
0,01 0,01 0,01 0,01
0,01
0,01
16. Длительность отключающего импульса***, с
Не менее Не менее Не менее Не менее 0,04 0,04 0,04 0,04
0,07–0,11
0,07–0,11
17. Собственное время включения (от подачи команды до
первого вибрационного замыкания контактов отделителя), с,
0,25 (0,2) 0,25 0,25 0,03
0,23
0,23
не более
18. Разновременность замыкания контактов отделителя (от
первого вибрационного замыкания до прекращения вибрации
0,025 0,04 0,04 0,04
0,04
0,04
контактов), с, не более
19. Разновременность включения полюсов выключателя, с, не более
0,04 0,04 0,04 0,04
0,04
0,04
166
ТКП 339-2022 (33240)
Характеристика
ВВН-110-6, ВВШ-110
ВВН-220-10
ВВН-220-15
ВВН-330-15
ВВ-330Б (20 кА)
ВВ-330Б (31,5 кА)
20. Длительность включающего импульса ***, с
Не менее 0,07
Не менее 0,07
Не менее 0,07
Не менее 0,07
0,13–0,19
0,15–0,21
21. Бесконтактная пауза АПВ (от последнего размыкания
контактов камеры при отключении до первого вибрационного замыкания контактов отделителя при включении), с,
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,2–0,3
не более
* Бесконтактная пауза менее 0,1 с допускается при запаздывании отделителя не более 0,035 с.
** Вибрация контактов камеры должна прекратиться за время не менее чем 0,05 с до первого замыкания контактов отделителя в цикле ОВ.
*** Длительность отключающих и включающих импульсов должна быть практически одинаковой на всех полюсах выключателя.
Примечания
1 Нормы, приведенные в скобках (показатели 10, 17), относятся к выключателям ВВШ-110. 2 Нормы, приведенные в графе 6 (показатель 12), учитывают вибрацию контактов камеры.
ТКП 339-2022 (33240)
167
Таблица 4.4.27 – Нормы на характеристики воздушных выключателей серий ВВБМ, ВВБ, ВВД и ВВБК на напряжение 35–750 кВ
Характеристика
ВВБМ-110
ВВБ-220Б
ВВД-220
ВВД-330Б
ВВБ-750А
ВВБК- 110Б
ВВБК- 220Б
1. Наименьшее давление срабатывания выключателя при отклю- чении, МПа, не более
1,4
1,4
1,9
1,4
1,9
2,8
2,8
2. Давление включения главных контактов при наполнении резер- вуаров дугогасительных камер сжатым воздухом, МПа, не более
0,4–0,6
0,4–0,6
0,4–0,6
0,4–0,6
0,4–0,6
1,05–1,35
1,05–1,35
3. Давление включения контактов шунтирующей цепи при напол- нении резервуаров дугогасительных камер сжатым воздухом, МПа
1,0–1,3
1,0–1,3
1,0–1,3
–
–
1,0–1,3
1,5–2,1
4. Падение (сброс) давления в резервуарах при отключении, МПа
0,26–0,3
0,26–0,3
0,4–0,45
0,3–0,35
0,31–0,37
0,6–0,7
0,6–0,7
5. Собственное время отключения (от подачи команды до первого
0,045–
0,05–
0,05–
0,057–
0,038–
0,04–
0,02–
размыкания главных контактов), с
0,055
0,063
0,063
0,065
0,042
0,048
0,028
6. Разновременность размыкания главных контактов, с, не более:
полюса
–
0,004
0,004
0,004
0,004
–
0,005
трех полюсов
0,004
0,005
0,008
0,01
0,01
0,01
0,01
7. Запаздывание размыкания контактов шунтирующей цепи от- носительно последнего размыкания главных контактов, с
0,027–
0,04
0,027–
0,04
0,027–
0,04
–
–
0,027–
0,04
0,025–
0,03
8. Разновременность размыкания контактов шунтирующей цепи, с, не более
0,003
0,004
0,003
–
–
0,004
0,005
9. Длительность отключающего импульса, с, не менее
0,03
0,03
0,027
0,03
0,025
–
–
10. Длительность дополнительного дутья, с, не менее
–
–
–
–
–
0,03
0,03
168
ТКП 339-2022 (33240)
Характеристика
ВВБМ-110
ВВБ-220Б
ВВД-220
ВВД-330Б
ВВБ-750А
ВВБК- 110Б
ВВБК- 220Б
11. Время от момента размыкания главных контактов до начала дополнительного дутья, с, не более
–
–
–
–
–
0,02
0,02
12. Собственное время включения (от подачи команды до последнего замыкания главных контактов), с
Не более 0,2
Не более 0,2
0,15–0,25
0,24–0,25
0,1–0,106
Не более 0,13
0,065–
0,075
13. Разновременность замыкания главных контактов полюса, с, не более
–
0,005
0,008
0,01
0,06
–
0,005
14. Запаздывание последнего замыкания контактов шунтирующей цепи относительно замыкания главных контактов, с, не более
0,1
0,08
0,12
–
–
0,12
0,12
15. Время от последнего замыкания контактов шунтирующей цепи
при включении до первого размыкания главных контактов в циклах
0,01
0,01
0,01
–
–
0,01
0,01
ВО и ОВО, с, не менее
16. Время от замыкания главных контактов до их размыкания в цикле ВО, с
–
–
–
Не более 0,12
Не более 0,1
0,12–0,14
0,12–0,14
17. Бесконтактная пауза АПВ (время от размыкания главных контактов до их замыкания при включении), с, не более
0,23
0,25
0,25
0,25
0,25
0,3
0,3
18. Расход сжатого воздуха на вентиляцию полюса, л/ч, не менее
333
500
500
1000
2000
900
1080
19. Расход сжатого воздуха на утечки, л/ч, не более
150
240
400
800
1320
480
800
Таблица 4.4.28 – Нормы на характеристики воздушных выключателей серии ВНВ
Характеристика
ВНВ-330-40
ВНВ-330-63
ВНВ-750-40
1. Наименьшее давление срабатывания вы-
2,5
2,5
3,0
ключателя при отключении и включении, МПа,
не более
2. Давление, при котором контакты дугогаси-
2,0
2,0
2,5
тельного устройства начинают двигаться на
смыкание (давление самовключения), МПа
3. Падение (сброс) давления, МПа, не более:
при отключении
0,28
0,28
0,26
при включении
0,03
0,03
0,03
4. Расход сжатого воздуха на:
утечки, л/ч, не более
2000
2500
2500
вентиляцию, л/ч
600–1200
600–1200
900–1800
5. Собственное время отключения полюса
0,025
0,025
0,025
(от подачи команды на отключение до момен-
та размыкания дугогасительного контакта,
размыкающегося первым), с, не более
6. Разновременность размыкания (расхож-
0,002
0,002
0,002
дения) главных контактов дугогасительных
устройств полюса, с, не более
7. Запаздывание момента размыкания
–
0,035
–
(расхождения) контактов коммутационных ме-
ханизмов относительно размыкания главных
контактов, с, не более
8. Время от момента размыкания контактов
–
0,015
–
коммутационных механизмов до начала дви-
жения их сопел на закрытие, с, не менее
9. Разновременность размыкания (расхожде-
–
0,005
–
ния) контактов коммутационных механизмов,
с, не более
10. Время от момента размыкания главных
–
0,018–0,026
–
контактов до начала движения сопел на за-
крытие (стоянка сопел), с
11. Время обтекания током электромагнита
0,04
0,04
0,04
отключения, с, не менее
12. Собственное время включения полюса
0,1
0,1
0,1
(от подачи команды на включение до момента
смыкания дугогасительного контакта, смыка-
ющегося последним), с, не более
Окончание таблицы 4.4.28
Характеристика
ВНВ-330-40
ВНВ-330-63
ВНВ-750-40
13. Разновременность замыкания (касания)
0,008
0,008
0,008
главных контактов дугогасительных устройств
полюса, включая вибрацию, с, не более
в том числе разновременность первых каса-
0,004
0,004
0,004
ний главных контактов, с, не более
14. Время от момента замыкания главных
0,02
0,02
0,02
контактов до момента подачи команды на
отключение в цикле ВО, с, не более
15. Бесконтактная пауза АПВ, с, не более
0,3
0,3
0,3
16. Разновременность срабатывания трех
полюсов, с, не более:
при отключении
0,005
0,005
0,005
при включении
0,02
0,02
0,02
Таблица 4.4.29 – Условия и число опробований выключателей при наладке
Операция или цикл
Давление при опробовании
Напряжение на выво- дах электромагнитов
Число опера- ций и циклов
1. Включение
Наименьшее срабатывание
Номинальное
3
2. Отключение
То же
То же
3
3. ВО
– // –
– // –
2
4. Включение
Наименьшее рабочее
– // –
3
5. Отключение
То же
– // –
3
6. ВО
– // –
– // –
2
7. Включение
Номинальное
– // –
3
8. Отключение
То же
– // –
3
9. ОВ
– // –
– // –
2
10. Включение
Наибольшее рабочее
0,7 номинального
2
11. Отключение
То же
То же
2
12. ВО
– // –
Номинальное
2
13. ОВО
– // –
То же
2
14. ОВО
Наименьшее для АПВ
– // –
2
Примечание – При выполнении операций и сложных циклов по пунктам 4–9, 12–14 таблицы долж- ны быть сняты зачетные осциллограммы.
Испытание конденсаторов делителей напряжения
Испытание проводится согласно 4.4.20.
Значение измеренной емкости должно соответствовать норме из- готовителя.
Проверка характеристик выключателя
При проверке работы элегазовых выключателей должны опреде- ляться характеристики, предписанные технической документацией изготовителя. Результаты проверок и измерений должны соответство- вать паспортным данным на конкретный тип выключателя.
Виды операций и сложных циклов, значения давлений в резер- вуаре привода и напряжений оперативного тока, при которых долж- на проводиться проверка характеристик выключателей, приведены в таблице 4.4.29. Значения собственных времен отключения и вклю- чения должны обеспечиваться при номинальном давлении элегаза в дугогасительных камерах выключателя, начальном избыточном давлении сжатого воздуха в резервуарах приводов, равном номи- нальному, и номинальном напряжении на выводах цепей электро- магнитов управления.
Испытание выключателей многократными опробованиями
Многократные опробования – выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени между операциями – для всех выключателей; ОВ и ОВО – для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) – должны проводиться при различных давлениях сжатого воздуха в приводе и напряжениях на выводах электромагнитов управления с целью проверки исправно- сти действия выключателей согласно таблице 4.4.29.
Испытания проводятся при номинальном напряжении на выводах электромагнитов привода или при номинальном давлении сжатого воздуха привода.
Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению вы- ключателем, должно составлять:
3–5 операций включения и отключения;
2–3 цикла каждого вида.
Проверка герметичности
Проверка давления в дугогасительном устройстве элегазовых вы- ключателей проводится по манометру. Указатель манометра должен находиться в зеленой зоне. При оценке должна приниматься во вни- мание температура окружающей среды. Для выключателей напряже- нием до 24 кВ включительно применяется переносной манометр.
Проверка герметичности проводится при снижении давления ниже допустимого. Она может осуществляться:
а) с помощью течеискателя или индикатора газопроницаемости. При испытании щупом течеискателя обследуются места уплотнений стыковых соединений и сварных швов выключателя.
Результат испытания на герметичность считается удовлетвори- тельным, если течеискатель не показывает утечки;
б) с помощью мыльной воды (две весовые части воды и одна часть нещелочного мыла).
Испытание проводится при номинальном давлении элегаза.
Проверка качества элегаза
Объем проверки элегаза на влажность и кислотность и величины измеренных параметров должны соответствовать указанным в техни- ческой документации изготовителя.
Сертифицированные элегазовые выключатели в течение всего срока службы не требуют обслуживания в части обеспечения каче- ства элегаза.
Физико-химические показатели элегаза должны соответство- вать [11].
1.10 Испытание встроенных трансформаторов тока
Испытание проводится в соответствии с требованиями 4.4.7.
Вакуумные выключатели
а) Общие положения.
Испытания проводят при температуре окружающей среды не ниже
10 °С.
Перед проверкой электрической прочности изоляции выдержать выключатель в помещении, где проводится его проверка, до высыха- ния росы на нем, если перед этим он находился при низкой (10 °С и ниже) температуре.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Методы испытаний электрической прочности изоляции вакуумных выключателей определяются требованиями ГОСТ 18397 и 4.4.12.
Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления
Измерение проводится согласно требованиям 4.4.26.
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
а) Испытание изоляции выключателя.
Значение испытательного напряжения принимается согласно та- блице 4.4.14. У вакуумных выключателей при вводе в эксплуатацию необходимо провести «формирование» вакуумной камеры (при ис- пытании повышенным напряжением межконтактных разрывов его нужно довести до нормы многократной (3–4 раза) подачей повышен- ного напряжения), если довести до нормы не удается, выключатель должен быть забракован из-за потери вакуума.
б) Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагни- тов управления.
Испытание проводится согласно требованиям 4.4.26. Значение ис- пытательного напряжения принимается равным 1 кВ. Длительность испытания – 1 мин.
Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя
Электромагниты управления вакуумных выключателей должны срабатывать:
электромагниты включения – при напряжении не менее 0,85 Uном;
электромагниты отключения – при напряжении не менее 0,7 Uном.
Испытание выключателей многократными опробованиями
Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению вы- ключателем при номинальном напряжении на выводах электромагни- тов, должно составлять:
3–5 операций включения и отключения;
2–3 цикла ВО без выдержки времени между операциями.
Измерение сопротивления постоянному току Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) токоведущего контура.
Сопротивление токопровода (между токоведущими стержнями
без розеточных контактов) должно быть не более значений, приведен- ных в таблице 4.4.30;
Таблица 4.4.30 – Предельные значения сопротивления постоянному току токоведущего контура выключателей
Тип выключателя
Изготовитель
Сопротивление каждого полюса, мкОм, не более
ВВЭ-10-20/630
ОАО «ЭЛКО», г. Минусинск
60
ВВЭ-10-20/1000
55
ВВЭ-10-20/1600
38
ВБПС-10-20/630
60
ВБПС-10-20/630
80
ВБПС-10-20/1000
50
ВБПС-10-20/1600
40
ВБЭ-10
ГНПП «Контакт», г. Саратов
50
BB/TEL-10
«Таврида Электрик», г. Севастополь
50
ВВЭ-10-20/630
ООО «РЗВА-Электрик», г. Ровно
45
ВВЭ-10-31,5/630
40
ВВЭ-10-20/1600
40
ВВЭ-10-31,5/1000
40
ВВЭ-10-20/1600
25
ВВЭЛ 0-31,5/1600
25
ВВЭ-10-31,5/2000
15
ВВЭ-10-31,5/3150
15
Примечание – Предельные значения сопротивления каждого полюса выключателей других типов – по инструкциям изготовителя.
б) электромагнитов управления.
Сопротивления электромагнитов управления выключателей долж- ны соответствовать пределам значений, указанных изготовителем на табличке катушек электромагнитов.
Сопротивления электромагнитов управления выключателем про- изводства ООО «РЗВА-Электрик» должны соответствовать нормам, приведенным в таблице 4.4.31.
Таблица 4.4.31 – Нормы на сопротивления постоянному току катушек управления ВВЭ-10, выпускаемых ООО «РЗВА- Электрик»
Номинальное напряжение, В
Номинальный ток выключателя, А
Сопротивление, Ом
Электромагнит включения
110
630–1600
0,72 0,03
2000; 3150
0,54 0,03
220
630–1600
2,50 0,12
2000; 3150
1,92 0,03
Электромагнит отключения
110
630–3150
23,5 1,2
220
630–3150
97,0 0,14
Измерение временных характеристик выключателей
Временные характеристики должны соответствовать нормам, при- веденным в таблице 4.4.32, а для выключателей, отсутствующих в та- блице, – нормам испытаний изготовителя.
Измерение хода подвижных частей
и одновременности замыкания контактов
Измеренные значения должны соответствовать данным табли- цы 4.4.32, а для выключателей, отсутствующих в таблице, – нормам испытаний изготовителя.
Таблица 4.4.32 – Нормы на характеристики вакуумных выключателей
Характеристика | ВВЭ-10* | ВВВ-10- 2/320 | ВВ/TEL-10, ВВ/TEL-6 | ВБПС-10 | ВБЭ-10 |
Собственное время отключе- ния, с, не более | 0,03/0,055 | 0,08 | 0,01 | 0,035 | 0,04 |
Собственное время включе- ния, с, не более | 0,2/0,3 | – | 0,07 | 0,06 | 0,1 |
Бестоковая пауза АПВ мини- мальная, с, не более | 0,3/0,3 | 0,4 | 0,3 | 0,3 | 0,3 |
Ход подвижных контактов, мм | 12–13/12–13 | 4–5 | – | 8 1 | 8 1 |
Вжим контактов, мм | 5,5–7/5,5–7 | 2–2,5 | – | – | 3 |
* В числителе – значения для выключателей, выпускаемых ОАО «ЭЛКО», в знаменателе – ООО «РЗВА-Электрик». | |||||
Выключатели нагрузки
Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления
Измерение проводится согласно 4.4.26.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
изоляции выключателя нагрузки.
Испытательное напряжение должно соответствовать таблице
Продолжительность испытания – 1 мин;
изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управ- ления.
Испытание проводится по 4.4.26. Значение испытательного напря- жения принимается равным 1 кВ. Длительность испытания – 1 мин.
Измерение сопротивления постоянному току Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) токоведущего контура контактной системы выключателя.
Проводится измерение сопротивления токоведущего контура по-
люса и каждой пары рабочих контактов. Значение сопротивления должно соответствовать данным испытаний изготовителя;
б) обмоток электромагнитов управления.
Значение сопротивления должно соответствовать данным изгото- вителя.
Проверка действия механизма свободного расцепления
Механизм свободного расцепления проверяется в работе в соот- ветствии с 4.4.9.9.
Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении на выводах электромагнитов
Проверка проводится в соответствии с 4.4.9.10.
Испытание выключателя нагрузки многократным опробованием
Многократные опробования выключателей должны проводиться при номинальном напряжении на выводах электромагнитов. Число операций, подлежащих выполнению выключателем, должно состав- лять по три включения и отключения.
Разъединители, отделители и короткозамыкатели
а) Общие положения.
Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов выполняется при температуре воздуха не менее 5 ºС.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Проверку исправности действия механизмов проводят по методи- ке, установленной в технических условиях на конкретные типы разъ- единителей.
Проверку электрического сопротивления главной цепи каждого по- люса разъединителя или суммарного сопротивления ее отдельных по- следовательно соединенных частей проводят по ГОСТ 2933.
Испытания изоляции главных и вспомогательных цепей и цепей управления разъединителей проводятся по ГОСТ 1516.2.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления изоляции проводится для:
а) поводков и тяг, выполненных из органических материалов.
Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в 4.4.9.1 (пере- числение а));
б) многоэлементных изоляторов. Проводится в соответствии с 4.4.17;
в) вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Проводится в соответствии с 4.4.26.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
а) основной изоляции разъединителей, отделителей и короткоза- мыкателей.
Изоляция, состоящая из одноэлементных опорных изоляторов, должна подвергаться испытаниям согласно таблице 4.4.14. Изоляция, состоящая из многоэлементных изоляторов, должна подвергаться ис- пытаниям согласно разделу 4.4.17. Продолжительность приложения напряжения – 1 мин;
б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управ- ления.
Проводится в соответствии с 4.4.26. Значение испытательного на- пряжения принимается равным 1 кВ. Длительность испытания – 1 мин.
Измерение сопротивления постоянному току Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) контактной системы разъединителей и отделителей.
Измерение должно выполняться между точками «контактный вы-
вод» – «контактный вывод». Результаты измерений сопротивлений должны соответствовать нормам изготовителя, а при их отсутствии – данным таблицы 4.4.33;
б) обмоток электромагнитов управления отделителей и короткоза- мыкателей.
Значения сопротивления обмоток должны соответствовать дан- ным изготовителя.
Таблица 4.4.33 – Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току контактной системы разъединителей
и отделителей
Тип разъединителя (отделителя)
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, А
Сопротивление, мкОм
РОНЗ
500
2000
200
РЛН
35–220
600
220
Остальные типы
Все классы напря- жения
600
175
1000
120
1500–2000
50
Измерение контактных давлений в разъемных контактах
Измеренные значения должны соответствовать нормам испытаний изготовителя.
Проверка работы разъединителя, отделителя и короткозамыкателя
Аппараты с ручным управлением должны быть проверены выпол- нением пяти операций включения и пяти операций отключения.
Аппараты с дистанционным управлением должны быть также про- верены выполнением пяти операций включения и отключения при но- минальном напряжении на выводах электромагнитов и электродвига- телей управления.
Определение временных характеристик
Результаты измерений должны соответствовать нормам испыта- ний изготовителя.
У разъединителей, коммутирующих участки ненагруженных си- стем шин на ПС 110 кВ и выше, проводится проверка разъедините- лей на синхронность движения ножей.
Разность межконтактных промежутков трех фаз разъединителей во время включения или отключения не должна превышать 10 % при указанных в таблице 4.4.34 диапазонах изменения.
Таблица 4.4.34 – Максимально пробиваемые межконтактные расстояния
Класс напряжения, кВ
Максимально пробиваемые межконтактные расстояния при коммутациях холостых шин, см
отключение
включение
110
15–45
20
220
30–90
45
330
55–120
60
750
135–260
140
Проверка работы механической блокировки
Блокировка не должна допускать оперирование главными ножами при включенных заземляющих ножах, и наоборот.
Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установки (КРУ и КРУН)
а) Общие положения.
Испытание КРУ, заполненных элегазом изготовителем и не подле- жащих вскрытию в течение всего срока службы, не проводится.
Нормы испытаний элементов КРУ (масляных выключателей, из- мерительных трансформаторов, выключателей нагрузки, вентильных разрядников, предохранителей, разъединителей, силовых трансфор- маторов и трансформаторного масла) приведены в соответствующих разделах настоящего технического кодекса.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Методы испытаний негерметизированных КРУ в металличе- ской оболочке на напряжение до 10 кВ должны соответствовать ГОСТ 14694 и настоящему подразделу. Дополнительные указания по методам испытаний КРУ конкретных типов могут уточняться в тех- нических условиях.
Измерение сопротивления изоляции Измерение сопротивления изоляции проводится для: а) элементов из органических материалов.
Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в 4.4.9.1 (пе- речисление а));
б) вторичных цепей.
Проводится мегаомметром на напряжение 500–1000 В. Сопротив- ление изоляции каждого присоединения вторичных цепей со всеми присоединенными аппаратами (реле, приборами, вторичными обмот- ками трансформаторов тока и напряжения и т.п.) должно быть не ме- нее 1 МОм, цепей освещения – не менее 0,5 МОм.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводит- ся для:
а) изоляции первичных цепей ячеек КРУ и КРУН.
Испытательное напряжение полностью смонтированных ячеек КРУ и КРУН при вкаченных в рабочее положение тележках и закрытых дверях устанавливается согласно таблице 4.4.14.
Длительность приложения нормированного испытательного на- пряжения для фарфоровой изоляции – 1 мин. Если изоляция ячеек содержит элементы из твердых органических материалов, продолжи- тельность приложения испытательного напряжения составляет 5 мин;
б) изоляции вторичных цепей.
Проводится в соответствии с 4.4.26. Значение испытательного на- пряжения принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Испытания повышенным напряжением вновь смонтированных КРУ должны проводиться до подключения воздушных или кабельных ли- ний электропередачи с включенными выключателями.
Измерение сопротивления постоянному току
Проводится измерение сопротивления постоянному току1 следую- щих элементов КРУ:
а) втычных контактов первичной цепи.
Допустимые значения сопротивления контактов приведены в тех- нической документации изготовителя. В случае, если значения со- противления контактов не приведены в технической документации, они должны быть не более:
для контактов на 400 А – 75 мкОм; для контактов на 630 А – 60 мкОм; для контактов на 1000 А – 50 мкОм; для контактов на 1600 А – 40 мкОм;
1 Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ.
для контактов на 2000 А и выше – 33 мкОм; б) разъемных контактов.
Сопротивление постоянному току разъемных контактов должно быть не более значений, приведенных выше;
в) связи заземления выдвижного элемента с корпусом. Допустимое значение сопротивления – не более 0,1 Ом.
Контроль сборных шин
Контроль контактных соединений сборных шин должен выполнять- ся в соответствии 4.4.17, 4.4.31.3 и 4.4.31.4.
Механические испытания
Механические испытания проводятся в соответствии с техниче- ской документацией и включают:
пятикратное вкатывание и выкатывание выдвижных элементов с проверкой соосности втычных контактов главной цепи, работы што- рочного механизма, блокировок, фиксаторов;
проверку работы и состояния контактов заземляющего разъеди- нителя.
Комплектные токопроводы (шинопроводы)
а) Общие положения.
Объем и нормы испытаний оборудования, присоединенного к токо- проводу и шинопроводу (генератор, силовые и измерительные транс- форматоры, коммутационная аппаратура, вентильные разрядники или ограничители перенапряжений), приведены в соответствующих разделах настоящего технического кодекса.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Измерение сопротивления изоляции токопроводов и ошиновок проводится для каждой фазы при заземленных других. При значитель- ном (в 2–3 раза) отличии сопротивлений разных фаз рекомендуется по возможности провести осмотр фазы с минимальным сопротивле- нием изоляции для выявления причин такого различия сопротивлений изоляции и устранить эти причины.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытательное напряжение изоляции токопровода при отсоеди- ненных обмотках генератора, силовых трансформаторов напряжения устанавливается согласно таблице 4.4.14.
Значения испытательного напряжения для изоляции токопровода при отсоединенных обмотках генераторов и силовых трансформато-
ров приведены в таблице 4.4.14. Для токопроводов с общим для всех трех фаз экраном испытательное напряжение прикладывается пооче- редно к каждой фазе токопровода при остальных фазах, соединенных с заземленным кожухом.
Длительность приложения испытательного напряжения для фар- форовой изоляции – 1 мин.
Если изоляция токопровода содержит элементы из твердых орга- нических материалов, продолжительность приложения испытательно- го напряжения составляет 5 мин.
Проверка соединений шин и экранов
Проверка соединений шин токопроводов должна проводиться в со- ответствии с требованиями технической документации изготовителя.
У сварных соединений не должно быть трещин, подрезов, не- заплавленных кратеров. Проверка качества сварных соединений при монтаже токопроводов должна выполняться в соответствии с тех- нической документацией по сварке алюминия или с использованием неразрушающих методов контроля по ГОСТ 3242 при наличии соот- ветствующих установок или другим рекомендованным изготовителем способом.
Методы испытаний электрических контактных соединений (далее – соединений), изготовленных по ГОСТ 10434, должны соответствовать требованиям ГОСТ 17441.
Испытания безвинтовых контактных зажимов следует проводить по ГОСТ IEC 60998-2-2, винтовых – по ГОСТ IEC 60998-2-1.
Проверка состояния изоляционных прокладок
Проводится у токопроводов, оболочки которых изолированы от опорных металлоконструкций. Проверка целости изоляционных прокладок осуществляется путем сравнительных измерений падения напряжения на изоляционных прокладках секции фазы или измерения тока, проходящего в металлоконструкциях между станинами секций. Критерии отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах гене- раторного напряжения приведены в таблице 4.4.35.
Проверка устройства искусственной вентиляции токопровода
Проверка проводится согласно технической документации изгото- вителя.
Контрольный анализ газа на содержание водорода из токопровода
Контрольный анализ проводится в соответствии с 4.4.3.24.
Таблица 4.4.35 – Критерии отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах
Конструкция токопровода | Проверяемый узел | Критерий оценки состояния | Примечание |
С непрерывны- ми экранами | Изоляция экранов или коробов токопровода от корпуса трансформатора и генератора при:
и генератора | Отсутствие металлического замыкания между экранами и корпусом генератора Целостность изоляционных втулок, отсутствие касания поверхностями экранов или коробов (в местах изоли- ровки) корпусов трансфор- матора и генератора Сопротивление изоляции съемного экрана или короба относительно корпуса транс- форматора и генератора при демонтированных стяжных шпильках и заземляющих проводниках должно быть не менее 10 кОм | При визуаль- ном осмотре При визуаль- ном осмотре Измеряется мегаомметром на напряжение 500 В |
Секциониро- ванные | Изоляция резиновых компенсаторов экранов токо- проводов от корпуса транс- форматора и генератора Изоляция резиновых уплот- нений съемных и подвижных экранов | Зазор в свету между болтами соседних на- жимных колец резинового компенсатора должен быть не менее 5 мм Сопротивление изоляции экрана относительно металлоконструкций при демонтированных стяжных шпильках должно быть не менее 10 кОм | При визуаль- ном осмотре Измеряется мегаомметром на напряжение 500–1000 В |
Все типы с двухслойными прокладками станин экранов | Изоляционные прокладки станин экранов | Сопротивление изоляции прокладок относительно металлоконструкций долж- но быть не менее 10 кОм | Измеряется мегаомметром на напряже- ние 500 В. Состояние изоляционных втулок болтов крепления ста- нин проверяется визуально |
Окончание таблицы 4.4.35
Конструкция токопровода | Проверяемый узел | Критерий оценки состояния | Примечание |
Все типы | Междуфазные тяги разъеди- нителей и заземлителей | Тяги должны иметь изоляционные вставки или другие элементы, исключающие образование короткозамкнутого контура | При визуаль- ном осмотре |
Сборные и соединительные шины
а) Общие положения.
Шины испытываются в объеме:
– на напряжение до 1 кВ – по 4.4.17.1, 4.4.17.3–4.4.17.5;
– на напряжение выше 1 кВ – по 4.4.17.2–4.4.17.6.
б) Методы испытаний электрических контактных соединений, из- готовленных по ГОСТ 10434, должны соответствовать требованиям ГОСТ 17441 и 4.4.17.2–4.4.17.5.
в) Испытания безвинтовых контактных зажимов следует проводить по ГОСТ IEC 60998-2-2.
г) Испытания винтовых контактных зажимов следует проводить по ГОСТ IEC 60998-2-1.
Измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых изоляторов
Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В только при по- ложительной температуре окружающего воздуха.
Сопротивление каждого изолятора или каждого элемента много- элементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
Значения испытательного напряжения приведены в таблице 4.4.14. Вновь устанавливаемые многоэлементные или подвесные изоля- торы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ, часто-
той 50 Гц, прикладываемым к каждому элементу изолятора.
Продолжительность испытания – 1 мин.
Проверка разборных соединений
Проводится выборочная проверка затяжки контактов и вскрытие 2–3 % соединений.
Проверка неразборных соединений, выполненных опрессовкой
Неразборные соединения, выполненные опрессовкой, бракуются, если:
а) их геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соеди- нительных зажимов данного типа;
б) на поверхности соединителя или зажима имеются трещины, следы значительной коррозии и механических повреждений;
в) кривизна опрессованного соединителя превышает 3 % его длины; г) стальной сердечник опрессованного соединителя смещен отно- сительно симметричного положения более чем на 15 % длины прессу-
емой части провода.
Проверка сварных соединений
У сварных соединений не должно быть трещин, подрезов, неза- плавленных кратеров.
Измерение электрического сопротивления соединений
Электрическое сопротивление соединений измеряют на участке соединения между точками, указанными в ГОСТ 17441 (чертежи 1–6). Для соединений, не указанных в ГОСТ 17441 (чертежи 1–6), точки измерения устанавливают на расстоянии 2–10 мм от контактного сты-
ка по ходу тока.
Объем выборки при измерении сопротивления составляет: а) 2–3 % – для разборных соединений;
б) в полном объеме – для разборных соединений на ток более 1000 А;
в) 3–5 % – для неразборных соединений, выполненных опрес- совкой.
Соединения считают выдержавшими испытание, если сред- нее значение сопротивления выборки соответствует требованиям ГОСТ 10434.
Испытание вводов и проходных изоляторов
Испытание проводится в соответствии с 4.4.24.
Токоограничивающие сухие реакторы
Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов крепления
Проводится мегаомметром на напряжение 1000–2500 В. Сопротив- ление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.
Испытание опорной изоляции реакторов повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытательное напряжение опорной изоляции полностью собран- ного реактора принимается согласно таблице 4.4.14.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Испытание опорной изоляции сухих реакторов повышенным на- пряжением частотой 50 Гц может проводиться совместно с испытани- ем изоляторов ошиновки ячейки.
Электрофильтры
а) Общие положения.
Испытания следует проводить при нормальных климатических условиях по ГОСТ 15150.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Определение времени гашения (времени блокировки подачи сиг- нала управления) искрового (дугового) пробоя, ограничения напря- жения холостого хода, ограничения рабочего тока от номинального, коммутируемой и потребляемой мощности для систем управления питания – по ГОСТ 28904.
Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора агрегата питания
Измерение проводится мегаомметром на напряжение 1000–2500 В. Сопротивление изоляции обмоток напряжением 380 (220) В с под-
соединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм.
Сопротивление изоляции обмоток высокого напряжения должно быть не ниже 50 МОм при температуре 25 °С или не менее 70 % зна- чения, указанного в паспорте агрегата.
Испытание изоляции цепей 380 (220) В агрегата питания
Испытание изоляции проводится напряжением 2 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин. Элементы, работающие при напряжении 60 В и ниже, должны быть отключены.
Измерение сопротивления изоляции кабеля высокого напряжения
Сопротивление изоляции, измеренное мегаомметром на напряже- ние 2500 В, не должно быть менее 10 МОм.
Испытание изоляции кабеля высокого напряжения
Испытание проводится напряжением 75 кВ постоянного тока в те- чение 30 мин.
Испытание трансформаторного масла
Предельно допустимые значения пробивного напряжения масла: до заливки – 40 кВ, после – 35 кВ, если иное не указано в технической документации (паспорте).
В масле не должно содержаться следов воды.
Проверка исправности заземления элементов оборудования
Проводится проверка надежности крепления заземляющих проводников к заземлителю и следующим элементам оборудования: осадительным электродам, положительному полюсу агрегата пита- ния, корпусу электрофильтра, корпусам трансформаторов и электро- двигателей, основанию переключателей, каркасам панелей и щитов управления, кожухам кабеля высокого напряжения, люкам лазов, дверкам изоляторных коробок, коробкам кабельных муфт, фланцам изоляторов и другим металлическим конструкциям согласно проекту.
Проверка сопротивления заземляющих устройств
Сопротивление заземлителя не должно превышать 4 Ом, а сопро- тивление заземляющих проводников (между контуром заземления и деталью оборудования, подлежащей заземлению) – 0,05 Ом.
Снятие вольтамперных характеристик
Вольтамперные характеристики электрофильтра (кривая зависимо- сти силы тока от приложенного напряжения на участке коронного раз- ряда) снимаются на воздухе и дымовом газе согласно таблице 4.4.36.
Таблица 4.4.36 – Указания по снятию характеристик электрофильтров
Испытуемый объект | Порядок снятия вольтамперных характеристик | Требования к результа- там испытаний |
1. Каждое поле на воздухе | Вольтамперная характеристика снимается при плавном повышении напряжения с интервала- ми изменения токовой нагрузки 5–10 % номи- нального значения до предпробойного уровня. Она снимается при включенных в непрерывную работу механизмах встряхивания электродов и дымососах | Пробивное напряжение на электродах должно быть не менее 40 кВ при номинальном токе короны в течение 15 мин |
2. Все поля электрофильтра на воздухе | Характеристики, снятые в начале и конце 24 ч испытания, не должны отличаться друг от друга более чем на 10 % |
Окончание таблицы 4.4.36
Испытуемый объект | Порядок снятия вольтамперных характеристик | Требования к результа- там испытаний |
3. Все поля электрофильтра на дымовом газе | Вольтамперная характеристика снимается при плавном повышении напряжения до предпробойного уровня (восходящая ветвь) с интервалами изменения токовой нагрузки 5–10 % номинального значения и при плавном снижении напряжения (нисходящая ветвь) с теми же интервалами токовой нагрузки. Она снимается при номинальной паровой нагрузке котла и включенных в непрерывную работу механизмах встряхивания электродов | Характеристики, снятые в начале и конце 72 ч испытания, не должны отличаться друг от друга более чем на 10 % |
Конденсаторы
а) Общие положения.
Конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряже- нием ниже 1 кВ, напряжением 1 кВ и выше испытываются по 4.4.20.1– 4.4.20.4, 4.4.20.6; конденсаторы связи, отбора мощности и делитель- ные конденсаторы – по 4.4.20.1–4.4.20.5; конденсаторы для защиты от перенапряжений и конденсаторы продольной компенсации испыты- ваются по 4.4.20.1–4.4.20.4, 44.20.6.
Испытания и измерения конденсаторов (кроме случаев, для кото- рых указаны другие условия) должны проводиться при нормальных климатических условиях:
температуре окружающей среды не ниже 25 10 °С;
атмосферном давлении 84–106,7 кПа;
относительной влажности воздуха до 80 %. б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Методы испытаний конденсаторов для повышения коэффициента мощности – по ГОСТ 1282.
Методы испытаний конденсаторов связи и отбора мощности для линий электропередачи – по ГОСТ 15581.
Проверка состояния конденсатора
Проверка состояния конденсатора проводится путем визуального контроля.
При обнаружении течи (капельной или иной) жидкого диэлектрика конденсатор бракуется независимо от результатов остальных испы- таний.
Измерение сопротивления изоляции разрядного резистора
Сопротивление разрядного резистора не должно превышать 100 МОм.
Испытание повышенным напряжением
Испытывается изоляция относительно корпуса при закороченных выводах конденсатора.
Значение и продолжительность приложения испытательного напря- жения регламентируются технической документацией изготовителя.
Испытательные напряжения частотой 50 Гц для различных конден- саторов приведены ниже:
Конденсаторы для повышения коэффициента мощности
с номинальным напряжением, кВ
Испытательное напряжение, кВ
0,22 2,1
038 2,1
0,5 2,1
0,66 2,6
1,05 4,3
3,15 15,8
6,3 22,3
10,5 30,0
Конденсаторы для защиты от перенапряжения типа
Испытательное напряжение, кВ
СММ-20/3-0,107 22,5
КМ2-10,5-24 22,5–25,0
Испытания напряжением частотой 50 Гц могут быть заменены одноминутным испытанием выпрямленным напряжением удвоенного значения по отношению к указанным испытательным напряжениям.
Измерение емкости
Измерение емкости является обязательным после испытания кон- денсатора повышенным напряжением и проводится для всех конден- саторов.
Измеренная емкость должна соответствовать паспортным данным с учетом погрешности измерения и допусков, приведенных в табли- це 4.4.37.
Таблица 4.4.37 – Допустимое изменение емкости конденсатора
Наименование
Допустимое изменение измеренной емкости конденсатора относительно паспортного значения, %
Конденсаторы связи, отбора мощности и делительные
5
Конденсаторы для повышения коэффициента мощ- ности и конденсаторы, используемые для защиты от перенапряжения
5
Конденсаторы продольной компенсации
5
– 0
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь
Измерение проводится на конденсаторах связи, конденсаторах от- бора мощности и конденсаторах делителей напряжения.
Измеренное значение tg не должно превышать 0,3 % (при темпе-
ратуре 20 °С).
Испытание батарей конденсаторов
Проводится трехкратным включением на номинальное напряже- ние с контролем значений токов по каждой фазе. Токи в разных фазах не должны отличаться более чем на 5 %.
Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений
Методы испытаний и измерений вентильных разрядников должны соответствовать ГОСТ 16357.
Измерение сопротивления разрядников и ограничителей перенапряжений
Измерение проводится на разрядниках и ограничителях перена- пряжений с номинальным напряжением:
менее 3 кВ – мегаомметром на напряжение 1000 В;
3 кВ и выше – мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление разрядников РВН, РВП, РВО, GZ должно быть не менее 1000 МОм.
Сопротивление элементов разрядников РВС должно соответство- вать требованиям технической документации изготовителя.
Сопротивление элементов разрядников РВМ, РВРД, РВМГ, РВМК должно соответствовать значениям, указанным в таблице 4.4.38.
Сопротивление имитатора пропускной способности измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В. Значение измеренного сопро-
тивления не должно отличаться более чем на 50 % от результатов измерений изготовителя.
Сопротивление изоляции изолирующих оснований разрядников с регистраторами срабатывания измеряется мегаомметром на напря- жение 2500 В. Значение измеренного сопротивления изоляции долж- но быть не менее 1 МОм.
Сопротивление ОПН с номинальным напряжением до 3 кВ должно быть не менее 1000 МОм.
Сопротивление ОПН с номинальным напряжением 3–35 кВ не должно отличаться более чем на 30 % от данных, приведенных в технической документации изготовителя.
Сопротивление ОПН с номинальным напряжением 110 кВ и выше должно быть не менее 3000 МОм и не должно отличаться более чем на 30 % от данных, приведенных в технической документации изго- товителя.
Таблица 4.4.38 – Значения сопротивлений вентильных разрядников
Тип разрядника или элемента
Сопротивление, МОм
не менее
не более
РВМ-3
15
40
РВМ-6
100
250
РВМ-10
170
450
РВМ-15
600
2000
РВМ-20
1000
10000
РВРД-3
95
200
РВРД-6
210
940
РВРД-10
770
5000
Элемент разрядника РВМГ-110 М, 150 М, 220 М, 330 М
400
2500
Основной элемент разрядника РВМК-330
150
500
Вентильный элемент разрядника РВМК-330
0,010
0,035
Искровой элемент разрядника РВМК-330
600
1000
Измерение тока проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении
Измерение проводится у разрядников с шунтирующими сопротив- лениями. При отсутствии указаний изготовителя токи проводимости должны соответствовать приведенным в таблице 4.4.39.
Таблица 4.4.39 – Допустимые токи проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении
Тип разрядника или элемента
Испытательное выпрямленное напряжение, кВ
Ток проводимости при температуре разрядника 20 °С, мкА
не менее
не более
РВП, РВО-10
10
450
10
РВС-15
16
620
РВС-15*
16
200
340
РВС-20
20
450
620
РВС-20*
20
200
340
РВС-33
32
450
620
РВС-35
32
450
620
РВС-35*
32
200
340
РВМ-3
4
380
450
РВМ-6
6
120
220
РВМ-10
10
200
280
РВМ-15
18
500
700
РВМ-20
28
500
700
РВЭ-25М
28
400
650
РВМЭ-25
32
450
600
РВРД-3
3
30
85
РБРД-6
6
30
85
РВРД-10
10
30
85
Элемент разрядника
РВМГ-110 М, 150 М, 220 М, 330 М
30
1000
1350
Основной элемент разрядника РВМК-330
18
1000
1350
Искровой элемент разрядника РВМК-330
28
900
1300
* Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г.
Примечание – Для приведения токов проводимости разрядников к температуре 20 °С следует внести поправку, равную 3 % на каждые 10° отклонения (при температуре больше 20 °С поправка отрицательная).
Измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений
Ток проводимости при приложении наибольшего рабочего напря- жения должен быть не более 1 мА для ОПН с номинальным напряже- нием 6–10 кВ.
Измерение тока проводимости проводится:
для ОПН класса напряжения 3–110 кВ – при наибольшем допу- стимом рабочем напряжении ОПН. Ток проводимости не должен от- личаться на величину 10 % от значений, измеренных изготовителем;
для ОПН класса напряжения 220 кВ – при напряжении 100 кВ частотой 50 Гц. Допускается измерять ток проводимости при напря- жении 75 кВ частотой 50 Гц, при этом величина тока проводимости не должна отличаться более чем на 20 % от значений, измеренных изготовителем и приведенных в технической документации;
для ОПН класса напряжения 330–750 кВ – поэлементно при на- пряжении 70 кВ частотой 50 Гц. Отклонения от паспортных данных не должны быть более 10 %.
ОПН, изготовленные по стандартам МЭК, испытываются в соответ- ствии с технической документацией изготовителей.
Проверка элементов, входящих в комплект приспособления для измерения тока проводимости ограничителя перенапряжений под рабочим напряжением
Проверка электрической прочности изолированного вывода прово- дится для ОПН-330 кВ перед вводом в эксплуатацию.
Проверка проводится при плавном подъеме напряжения частотой 50 Гц до 10 кВ без выдержки времени.
Проверка электрической прочности изолятора ОФР-10-750 прово- дится напряжением 24 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин.
Измерение тока проводимости защитного нелинейного резистора выполняется при напряжении 0,75 кВ частотой 50 Гц. Значение тока должно находиться в пределах 1,8–4,0 мА.
Предохранители напряжением выше 1 кВ
а) Общие положения.
Диапазон температур окружающего воздуха для испытаний, про- водимых в помещении, и если температура не оговорена иным обра- зом, – от 10 °С до 35 °С.
Диапазон температур для испытаний, проводимых на открытых площадках и в открытых камерах, не нормируется.
б) Методы испытаний и измерений.
Методы испытаний предохранителей переменного тока на напря- жение 3 кВ и выше – по ГОСТ 2213.
Испытание опорной изоляции повышенным напряжением
Испытательное напряжение устанавливается согласно табли- це 4.4.14.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением частотой 50 Гц может проводиться со- вместно с испытанием изоляторов ошиновки ячейки.
Проверка целостности плавких вставок и соответствия их паспортным данным
Проверяются:
омметром – целостность плавкой вставки;
визуально – наличие маркировки на патроне и соответствие тока паспортным данным.
Измерение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона предохранителя
Измеренное значение сопротивления должно соответствовать зна- чению минимального тока, указанному в маркировке на патроне.
Измерение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя
Измеренное значение контактного нажатия должно соответство- вать указанному изготовителем.
Проверка состояния дугогасительной части патрона предохранителя
Измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона предохранителя.
Измеренное значение диаметра внутренней дугогасительной ча- сти патрона должно соответствовать данным изготовителя.
Вводы и проходные изоляторы
Испытания и измерения проводятся для:
герметичных вводов с бумажно-масляной изоляцией на напряже- ние 110–750 кВ – по ГОСТ 10693, вводов других исполнений – по ме- тодикам изготовителя;
эпоксидных вводов выключателей ВВД, ВВДМ и ВНВ – в соот- ветствии с требованиями технической документации изготовителя;
проходных армированных изоляторов классов напряжения от 3 до 35 кВ включительно – по ГОСТ 26093.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Из- меряется сопротивление изоляции измерительной и последней об- кладок вводов относительно соединительной втулки. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000 МОм.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости изоляции
Измеряются тангенс угла диэлектрических потерь tg и емкость изоляции:
основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ;
изоляции измерительного конденсатора ПИН (С2) и/или послед- них слоев изоляции (С3) при напряжении 5 кВ, если нет других указа- ний изготовителей. У вводов 110 кВ с твердой изоляцией tg послед- них слоев изоляции (С3) измерять запрещается.
Предельные значения tg приведены в таблице 4.4.40.
Таблица 4.4.40 – Предельные значения тангенса угла
диэлектрических потерь
Тип и зона изоляции ввода
tg, %, для вводов номинальным напряжением, кВ
35
110–150
220
330–750
Бумажно-масляная изоляция ввода:
–
0,7
0,6
0,6
основная изоляция (С1) и изоляция конденсатора ПИН (C2);
последние слои изоляции (C3)
–
1,2
1,0
0,8
Твердая изоляция ввода: основная изоляция (C1):
1,0
1,0
–
–
с масляным заполнением (RPB)
RIP-изоляция
0,7
–
–
Бумажно-бакелитовая изоляция ввода с мастичным заполнением: основная изоляция (С1)
3,0
–
–
–
Литая полимерная изоляция: основная изоляция (C1)
2
–
–
–
Маслобарьерная изоляция ввода: основная изоляция (С1)
–
2,0
2,0
1,0
Предельное увеличение емкости основной изоляции должно со- ставлять 5 % относительно измеренной изготовителем.
Измерение проводится в соответствии с технической документаци- ей изготовителя.
Значение тангенса угла диэлектрических потерь основной изо- ляции tg1 не должно быть менее 0,25 % для вводов с маслом Т-750 и 0,15 % – для вводов с маслом ГК.
Уменьшение tg1 основной изоляции герметичного ввода по срав- нению с результатами измерений изготовителя на Δtg ≥ 0,3 % явля- ется показанием для проведения дополнительных испытаний с целью определения причин снижения тангенса угла диэлектрических потерь.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание является обязательным для вводов и проходных изо- ляторов на напряжение до 35 кВ.
Испытательное напряжение для проходных изоляторов и вводов, испытываемых отдельно или после установки в РУ, принимается со- гласно таблице 4.4.14.
Испытание вводов, установленных на силовых трансформато- рах, следует проводить совместно с испытанием обмоток этих транс- форматоров, а при монтаже вводы должны быть испытаны до уста- новки на трансформатор. Испытательное напряжение принимается по таблице 4.4.14.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов и проходных изоляторов:
с фарфоровой, масляной и бумажно-масляной основной изоля- цией – 1 мин;
c основной изоляцией из органических твердых материалов и ка- бельных масс – 5 мин,
для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформа- торов, – 1 мин.
Ввод считается выдержавшим испытание, если при этом не наблю- далось пробоя, перекрытия, скользящих разрядов и частичных раз- рядов в масле (у маслонаполненных вводов), выделений газа, а также если после испытания не обнаружено местного перегрева изоляции.
Испытание вводов избыточным давлением
Испытание проводится для негерметичных маслонаполненных вводов напряжением 110 кВ и выше путем создания в них избыточно- го давления масла 0,1 МПа. Продолжительность испытания – 30 мин. При испытании не должно наблюдаться признаков течи масла. Допу- стимое снижение давления за время испытаний – не более 5 кПа.
Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов
Испытание проводится перед заливкой трансформаторного масла по показателям 1–7 таблицы 4.4.43.
4.4.24 Подвесные и опорные изоляторы
а) Общие положения.
Климатические условия при испытаниях должны быть следующими:
температура воздуха – от 10 °С до 40 °С;
относительная влажность воздуха – от 45 % до 80 %;
атмосферное давление – от 84 до 106 кПа.
Для опорно-стержневых изоляторов испытание повышенным на- пряжением частотой 50 Гц необязательно.
Электрические испытания стеклянных подвесных изоляторов не проводятся. Контроль их состояния осуществляется путем внеш- него осмотра.
б) Методы испытаний и измерений:
линейных штыревых фарфоровых и стеклянных изоляторов на напряжение 1–35 кВ – по ГОСТ 1232;
линейных подвесных тарельчатых изоляторов исполнений со- гласно ГОСТ 27661 – по ГОСТ 6490;
опорных штыревых фарфоровых изоляторов на напряжение свыше 1 кВ – по ГОСТ 8608;
керамических опорных изоляторов на напряжение свыше 3 до 750 кВ включительно – по ГОСТ 26093;
линейных стержневых полимерных изоляторов на напряжение свыше 1 кВ – по ГОСТ 28856;
линейных штыревых фарфоровых и стеклянных изоляторов на напряжение до 1 кВ – по ГОСТ 30531.
Измерение сопротивления изоляции подвесных и многоэлементных изоляторов
Измерение проводится мегаомметром на напряжение 2500 В толь- ко при положительных температурах окружающего воздуха. Проверку изоляторов следует проводить непосредственно перед их установкой в распределительных устройствах и на линиях электропередачи. Со- противление изоляции каждого подвесного фарфорового изолятора или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не менее 300 МОм.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание проводится для:
опорных одноэлементных изоляторов.
Для изоляторов внутренней и наружной установки значения испы- тательного напряжения принимаются по таблице 4.4.41;
опорных многоэлементных и подвесных изоляторов.
Вновь устанавливаемые штыревые и подвесные изоляторы следует испытывать напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора. Допускается не проводить испытание подвесных изоляторов. Длительность приложения нормированного испытательного напря-
жения – 1 мин.
Таблица 4.4.41 – Испытательное напряжение
для опорных одноэлементных изоляторов
Испытуемые изоляторы
Испытательное напряжение, кВ, для номи- нального напряжения электроустановки, кВ
3
6
10
15
20
35
Изоляторы, испытываемые отдельно
25
32
42
57
68
100
Изоляторы, установленные в цепях шин и аппаратов
24
32
42
55
65
95
Трансформаторное масло
Общие положения
Поступившая в организацию партия свежего трансформаторного масла1 должна сопровождаться технической документацией, включа- ющей паспорт безопасности и паспорт качества в соответствии с тре- бованиями ТР ТС 030/2012 (раздел 3), и должна быть подвергнута испытаниям в соответствии с требованиями настоящего технического кодекса.
Нормативные значения показателей качества свежего трансфор- маторного масла различных марок приводятся в таблице 4.4.42, со- ставленной на основании международных и национальных стандартов и ТУ ([12], [13] и т.д.) на масла, которые применяются в оборудовании. При поставке трансформаторных масел марок, не указанных в та- блице 4.4.42, принимаются к использованию только ингибированные масла, показатели качества которых проверяются на соответствие ТУ и [13].
Масла применяются в соответствии с рекомендациями табли- цы 4.4.44 или изготовителя оборудования (масла).
Масла различных марок необходимо хранить и использовать раз- дельно, без смешения. В случае необходимости смешения свежих трансформаторных масел разных марок необходимо иметь офици- альное подтверждение совместимости этих марок масел от специали- зированной организации, рекомендаций изготовителя оборудования.
Смешение свежих трансформаторных масел разных марок до- пустимо при их одинаковой стабильности против окисления (см. та- блицу 4.4.45) и в соответствии с показателями качества, указанными в таблице 4.4.42.
Трансформаторные масла, предназначенные для применения в масляных выключателях (масла с улучшенными низкотемператур-
1 Неиспользованное товарное масло, полученное от изготовителя, которое еще не кон- тактировало с электрооборудованием или другим оборудованием, кроме оборудова- ния для производства, хранения или транспортирования.
ными свойствами – арктические), а также содержащие деактивиру- ющие присадки (марка Т-1500У), необходимо применять без смеше- ния с другими маслами.
Отбор проб масел из транспортных емкостей осуществляется в со- ответствии с ГОСТ IEC 60475.
Примечание – При отступлении от требований ГОСТ IEC 60475 к порядку отбора проб претензия по качеству поступившего масла может считаться необоснованной.
Перед отбором пробы проводят внешний осмотр транспортных емкостей и проверку комплектности сопроводительной документации. При использовании трансформаторного масла порядок отбора проб и организации испытаний должен соответствовать требованиям ТНПА, локальных документов и/или стандартов организации, а также
технической документации изготовителей электрооборудования.
По решению главного инженера (технического руководителя) ор- ганизации для определения показателей качества трансформатор- ного масла допускается применение собственных МВИ (стандартов организаций), прошедших процедуру метрологического подтвержде- ния пригодности в органах государственной метрологической службы и допущенных к применению на территории Республики Беларусь. По- казатели точности данных методик должны быть не хуже, чем у мето- дов, указанных в настоящем техническом кодексе.
В период гарантийного срока электрооборудования все операции с маслами (долив, замена, ввод присадок и т.п.) должны согласовы- ваться с изготовителем.
Контроль свежего трансформаторного масла после транспортирования
Анализ пробы масла, отобранной по ГОСТ IEC 60475 из транспорт- ной емкости, проводится по показателям качества 2, 3, 7 (при наличии требования в документации изготовителя масла), 21 таблицы 4.4.42. Показатели 6, 8 и 12 таблицы 4.4.42 можно определять после слива масла.
При арбитражном анализе дополнительно определяется показа- тель качества 13 таблицы 4.4.42, а при необходимости – другие по- казатели по ТНПА. При разногласиях в оценке качества масла ар- битражным методом испытаний устанавливается метод, указанный в таблице 4.4.42 первым.
ТКП 339-2022 (33240)
200
Таблица 4.4.42 – Показатели качества свежих трансформаторных масел
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro
11GX
Nytro
10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58177
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
1 Пробивное напряжение, кВ, не менее
30В / 70 Г
–
–
–
30В / 70Г
IEC 60156 [14]
ГОСТ 6581, ГОСТ Р МЭК 60156 [15]
2 Кислотное число, мг КОН/г, не более
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
IЕС 62021-1 [16]
или IEC 62021-2 [17]
ГОСТ 11362, ГОСТ 5985, ГОСТ Р МЭК 62021-1 [18], ASTM D664 [19]
3 Температура вспышки в за- крытом тигле, °С, не ниже
135
140
135
135
135
135 / 100Н
ISO 2719 [20]
ГОСТ ISO 2719,
ГОСТ Р 54279 [21]
или ГОСТ 6356
4 Влагосодержание, мг/кг, не более
30
–
–
–
30Б / 40Ж
IЕС 60814 [22]
ГОСТ IEC 60814
5 Содержание механи- ческих примесей
–
отс.
отс.
отс.
–
отс.
–
ГОСТ 6370
6 Тангенс угла диэлектриче- ских потерь, % или (абсолют- ная величина), при 90 °С,
не более
0,5
(0,005)
0,5
(0,005)
0,5
(0,005)
0,5
(0,005)
0,5
(0,005)
IЕС 60247 [23]
или IЕС 61620 [25]
ГОСТ Р МЭК 60247 [24] или ГОСТ Р МЭК 61620 [26] или ГОСТ 6581
7 Содержание водораствори- мых кислот и щелочей
–
–
–
–
–
–
–
ГОСТ 6307
201
ТКП 339-2022 (33240)
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro
11GX
Nytro
10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58177
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
8 Содержание антиокисли- тельной присадки (2,6-дитрет- бутил-паракрезола (ДБПК) или других), %, не менее
0,3–0,4
0,25–
0,40
0,2
0,2
см.А
0,25–0,40
IЕС 60666 [27]
ГОСТ Р МЭК 60666 [28], ГОСТ IЕС 60666 и (или)
методом ВЭЖХ или ASTM D2668 [29]
11 Содержание 2-фурфурола и относящихся к нему соеди- нений, мг/кг
–
–
–
–
отс. (менее 0,05)
0,1
(не более)
IЕС 61198 [30]
ГОСТ IЕС 61198
12 Стабильность против окисления:
12.1 масса летучих низкомо- лекулярных кислот, мг КОН/г, не более
0,04
0,04
0,04
0,04
0,07
0,04/ -Н
–
ГОСТ 981.
Режимы проведения анализа – в соответ- ствии с ТУ на конкрет- ную марку масла
12.2 массовая доля осадка, %, не более
0,015
0,015
0,015
0,015
–
0,015 / –Н
–
12.3 кислотное число окисленного масла, мг КОН/г, не более
0,10
0,10
0,10
0,15
–
0,10 / –Н
–
202
ТКП 339-2022 (33240)
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro
11GX
Nytro
10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58177
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
12.4 стойкость против окисле- ния в течение 500 ч:
общая кислотность, мг КОН/г, не более
1,2
0,3
–
–
–
1,2
0,15 / 1,2Н
IЕС 61125 [31]
(метод С)
ГОСТ IEC 61125,
ГОСТ Р МЭК 60247 [24],
ГОСТ Р МЭК 61620 [26],
ASTM D924 [32]
или ГОСТ 6581
осадок, %, не более
0,8
0,05
–
–
–
0,8
0,005 / 0,8Н
tg при 90 °С, % или (абсолютная величина), не более
50
(0,5)
5
(0,05)
–
–
–
50
(0,5)
5/50Н (0,05) /(0,5Н)
13 Содержание серыЕ, %, не более
–
0,15
–
–
0,45
–
–
ISO 14596 [33]
или ISO 8754 [34]
ГОСТ ISO 14596,
ГОСТ ISO 8754
14 Вязкость кинематическая, мм2/с, не более:
при 50 °С
–
–
9
9
–
–
9 / –Н
–
ГОСТ P 53708 [37]
или ГОСТ 33
при 40 °С
11
8
–
–
11
12 / 3,5Н
12 / 3,5Н
ISO 3104 [35]
при –30 °С1
1800
800
1200
1200
1300
1800 / –Н
1200 / –Н
при –40 °С2
–
–
–
–
1300
– / 400Н
– / 400Н
IEC 61868 [36]
ГОСТ P 53708 [37]
или IEC 61868 [36]
203
ТКП 339-2022 (33240)
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro
11GX
Nytro
10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58177
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
19 Плотность, г/мл, не более:
при 20 °С
895
895
895
895
895
895
ISO 3675 [38]
или ISO 12185 [39],
ASTM D7042 [40]
ГОСТ ISO 3675 или СТБ ИСО 12185,
ГОСТ Р 51069 [41],
ГОСТ 31392
при 15 °С
–
–
–
–
–
897
21 Внешний вид
Чистое, свободное от видимых частиц загрязнения и осадков, про- зрачное, желтого или светло-коричневого цвета
IEC 60296 [12]
(визуальный контроль)
ГОСТ Р 54331[13]
22 Коррозионная сера
отс.
отс.
отс.
отс.
Не корро- дирует
отс.
IEC 62535 [42]
IEC 62535 [42],
DIN 51353 [43]
23 Межфазное натяжение при 25 °С, мН/м, не менее
40
40
–
–
см.Д
40
IEC 62961 [44]
или АSTM D971 [45]
ГОСТ 33110,
ASTM D971 [45]
24 Содержание полихлори- рованных бифенилов (ПХБ), мг/кг
отс.
отс.
–
–
отс. или (< 2 мг/кг)
отс.
IEC 61619 [46]
ГОСТ IEC 61619
25 Массовая доля полици- клических ароматических углеводородов (ПАУ), %,
не более
3
3
–
–
3
3
IP 346 [47]
IP 346 [47]
204
ТКП 339-2022 (33240)
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro
11GX
Nytro
10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58177
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
26 Температура застывания (текучести), °С, не выше
–45
–45
–45
–45
–40 / –60Н
–45 /–60Н
ISO 3016 [48]
ISO 3016 [48], ASTM D97 [49] или
ГОСТ 20287 (метод А)
27 Испытание коррози- онного воздействия на
пластинки из меди марки М1К или М-2 по ГОСТ 859
Выдерживает
Выдер- живает
Выдер- живает
Выдер- живает
–
Выдер- живает
–
ГОСТ 2917
Примечания
При изменении изготовителем масла требований к его качеству необходимо внести изменения в соответствующие показатели данной таблицы. При возникновении разночтений следует руководствоваться требованиями изготовителя масла.
«отс.» – отсутствие показателя.
«–» – значение показателя не нормируется изготовителем масла.
А – антиокислительная присадка по IЕС 60666 [27], ГОСТ IEC 60666. Поставщик должен указать родовой тип всех присадок, а в случае наличия антиокислитель- ных присадок – их концентрации; при наличии других присадок их содержание должно определяться по IЕС 60296 [12]:
(Т) – масло со следами ингибитора: менее 0,08 %;
Б – для поставок в бочках и небольших емкостях;
В – без лабораторной подготовки пробы;
Г – с учетом подготовки пробы (после лабораторной обработки) согласно ГОСТ Р 54331[13] или IЕС 60156 [14];
Д – для установленных требований, рекомендуется предел минимум 40 мН/м;
Е – определение данного показателя по ГОСТ ISO 14596, ГОСТ Р 53203 [50] или стандартам IP 373 [51], ASTM D4294 [52];
– неингибированное масло: менее 0,01 %;
– ингибированное масло: 0,08–0,40 %;
ТКП 339-2022 (33240)
205
Окончание таблицы 4.4.42
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro
11GX
Nytro
10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58177
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
Примечания к таблице 4.4.42 (продолжение)
Ж – для поставок крупными партиями;
З – при измерении плотности при 15 °С нормируемое значение устанавливается требованиями стандарта, технических условий или спецификации соответствия изготовителя масла;
Н – низкотемпературное масло для коммутационных аппаратов;
О – по окончании испытания на устойчивость к окислению. Продолжительность испытания:
(Т) – масло со следами ингибитора: 332 ч;
Значение tg максимум 0,020 после 2 ч окисления по IEC 61125 [31], метод С; ГОСТ IEC 61125 можно использовать для измерительных трансформаторов и высоковольтных вводов.
1 – стандартная температура МТХП для трансформаторного масла, может быть изменена в зависимости от климатических условий конкретной страны. Темпе- ратура текучести должна быть, по крайней мере, на 10 °С ниже МТХП.
2 – стандартная температура МТХП для низкотемпературного масла, используемого в электрооборудовании.
– неингибированное масло: 164 ч;
– ингибированное масло: 500 ч.
ТКП 339-2022 (33240)
206
Таблица 4.4.43 – Требования к качеству свежих масел, подготовленных к заливу в новое электрооборудование1)
№ показателя
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод испытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достижении предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива
в электрообору- дование
1
Пробивное напряжение
Электрооборудование:
30
25
Если коэффициент вариации,
по ГОСТ 6581, кВ, не менее
ГОСТ 6581
до 15 кВ
рассчитанный по ГОСТ 6581, превышает 20 %, то результат
свыше 15 кВ до 35 кВ
35
30
испытаний – неудовлетвори-
110–150 кВ
60
55
тельный
220–330 кВ
65
60
750 кВ
70
65
2
Кислотное число по ГОСТ 5985,
Электрооборудование:
0,02
0,02
Возможно определение по
мг КОН/г, не более2)
ГОСТ 5985
до 35 кВ
IEC 62021-1 [16], ГОСТ 11362
свыше 35 кВ
0,01
0,01
3
Температура вспышки в закры- том тигле, °С, не ниже
ГОСТ 6356
Электрооборудование всех видов и классов напряжений
135
135
Возможно определение по ГОСТ ISO 2719. При примене- нии специального масла для
выключателей значение данного показателя определяется стан- дартом на марку масла
ТКП 339-2022 (33240)
207
Продолжение таблицы 4.4.43
№ показателя
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод испытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достижении предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива
в электрообору- дование
4
Влагосодержание, % масс. (мг/кг), не более
ГОСТ IEC 60814
Влагосодержание, качественно
ГОСТ 1547
Силовые трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные вводы, герметичные измерительные трансформаторы
0,001(10)
0,001(10)
Допускается определение
по ГОСТ 7822 или хроматографи- ческим методом
Силовые и измерительные транс- форматоры без специальных за- щит масла, негерметичные вводы
0,0015(15)
0,0015(15)
При отсутствии требований из- готовителей электрооборудования по количественному определению данного показателя
Отсутствие
Отсутствие
5
Содержание механических примесей, %
ГОСТ 6370
(класс чистоты, не более)
ГОСТ 17216
Электрооборудование до 35 кВ
Масляные выключатели всех классов напряжений
Электрооборудование напряжени- ем свыше 35 до 750 кВ
Отсутствие (10)
Отсутствие (12)
(8)
Отсутствие (11)
Отсутствие (12)
(9)
Допускается определение
по ГОСТ ИСО 4407 с последу- ющим перерасчетом по ГОСТ 17216 (приложение Г)
ТКП 339-2022 (33240)
208
Продолжение таблицы 4.4.43
№ показателя
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод испытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достижении предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива
в электрообору- дование
6
Тангенс угла диэлектрических
Силовые и измерительные транс-
1,7
2,0
Проба масла дополнительной
потерь при 90 °С, %, не более
форматоры до 35 кВ
ГОСТ 6581
Силовые и измерительные
0,5
0,7
трансформаторы свыше 35 кВ до
обработке не подвергается.
750 кВ, маслонаполненные вводы
Допускается определение
35 кВ и выше
по ГОСТ Р МЭК 60247 [24]
7
Содержание водорастворимых кислот и щелочей
ГОСТ 6307
Электрооборудование всех видов и классов напряжений
Отсутствие
Отсутствие
Возможно качественное опреде- ление с индикатором ГОСТ 6307 (п. 3.5.2) – отсутствие
pH водной вытяжки, не менее
6,0
6,0
Для масла марки Т-1500У данный показатель не является браковочным, но определение его обязательно
8
Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-ди- третбутил-4-метилфенол или ионол), % масс., не менее
Силовые и измерительные трансформаторы 35 кВ и выше, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше
0,2
Снижение не более чем на 10 % от исход- ного значения до залива
При арбитражном контроле опре- деление следует проводить по ГОСТ IEC 60666 или (и) методом ВЭЖХ
10
Газосодержание в соответствии с технической документацией изготовителя, % объема,
не более
Силовые трансформаторы с пле- ночной защитой, герметичные измерительные трансформаторы и герметичные вводы
0,5
1,0
Норма до залива не является браковочной, но определение обязательно
ТКП 339-2022 (33240)
209
Окончание таблицы 4.4.43
№ показателя
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод испытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достижении предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива
в электрообору- дование
12
Стабильность против окисле- ния:
ГОСТ 981
Силовые и измерительные трансформаторы 110 кВ и выше, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше
Согласно требованиям технической документации на конкретную марку масла, допущенного к применению в данном оборудовании
Для свежего масла допускается определение по ГОСТ IEC 61125
14
Вязкость кинематическая
Согласно пункту 14 таблицы 4.4.42
21
Внешний вид
Прозрачная жидкость, без осадка и взвешенного вещества
26
Температура застывания, °С, не выше
ГОСТ 20287
Электрооборудование, залива- емое специальным низкотемпера- турным маслом (арктическим)
–60
–60
1) При отсутствии требований изготовителя электрооборудования к качеству свежих масел, заливаемых в электрооборудование (контролю показателей каче- ства масел, подготовленных к заливу, и после залива в новое оборудование), следует руководствоваться значениями, указанными в данной таблице, с учетом ТНПА на конкретную марку масел. При использовании требований изготовителей о применении в оборудовании показателей качества масла, не отвечающих рекомендациям данного раздела, это следует учесть, т.к. применение данного масла может сократить срок службы оборудования
2) Допускается применять для залива силовых трансформаторов до 35 кВ масла марок, не указанных в данном разделе, а также их смеси с другими свежими маслами (совместимыми), если значение tg при 90 °С не будет превышать 2,2 % до залива и 2,6 % после залива и если кислотное число не более 0,02 мг КОН/г, при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы.
кислотное число окисленного масла, мгКОН/г;
содержание осадка, % масс.
Пробы свежего масла также должны быть направлены его изгото- вителю (поставщику) для подтверждения принадлежности поставлен- ной партии, при этом требуется предварительное согласование с из- готовителем (поставщиком).
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Контроль свежего трансформаторного масла, слитого в емкости маслохозяйства
Трансформаторное масло, слитое в емкости маслохозяйства, под- вергается лабораторным испытаниям по показателям качества 2, 3, 5, 6 (при температуре 90 °С, если масло будет применяться в даль- нейшем в оборудовании 110 кВ и выше), 7 (pH водной вытяжки), 21 таблицы 4.4.42 сразу после его приема из транспортной емкости.
Контроль трансформаторного масла, находящегося на хранении
Трансформаторное масло, находящееся на хранении, испытыва- ется по показателям качества 2, 3, 5, 6 (при температуре 90 °С), 7, 12, 21 таблицы 4.4.42 после одного года хранения и далее не реже одного раза в четыре года, с учетом требований стандарта или технических условий на конкретную марку масла.
Контроль качества трансформаторных масел при их заливе в новое электрооборудование
а) Требования к контролю качества масла при подготовке к зали- ву (доливу). Порядок отбора проб, организация испытаний при под- готовке трансформаторного масла к заливу (доливу) в новое электро- оборудование определяются требованиями нормативных документов по эксплуатации масел изготовителей электрооборудования и/или эксплуатирующих организаций.
Свежие трансформаторные масла, подготовленные к заливу в но- вое электрооборудование, должны удовлетворять требованиям та- блицы 4.4.43 (графа 3).
б) Анализ трансформаторного масла после залива в электрообо- рудование.
Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжение после монтажа, должно удовлетворять требованиям таблицы 4.4.43 (графа 4).
в) Расширенные испытания трансформаторного масла.
В случае необходимости уточнения качества свежего масла про- водится расширенный контроль качества масла по показателям 11, 13, 27 таблицы 4.4.42, показателям 10, 14 таблицы 4.4.43 или другим,
не указанным выше показателям качества по [13] или [12], а также вы- полняется хроматографический анализ растворенных в масле газов.
Область применения трансформаторных масел Трансформаторные масла должны отвечать требованиям распро-
страняющихся на них стандартов или ТУ.
Марка свежего трансформаторного масла должна выбираться в за- висимости от назначения и класса напряжения электрооборудования.
Таблица 4.4.44 – Область применения трансформаторных масел (рекомендуемая)
Марка масла
ТНПА,
устанавливающие требования на масло
Стабильность против окисления масла
Класс напряжения и вид электрооборудования
ГК ВГ
ТК
Техническая документация изготовителя
Высокая
Силовые и измеритель- ные трансформаторы, ре- акторы, вводы до 750 кВ, масляные выключатели
Nytro 10N, Nytro 10XN
Nytro 11GX, Nytro 11GBX
Nytro Gemini X и др. ингибированные масла
IЕС 60296 [12]
TANECO
ГОСТ Р 54331 [13]
Силовые трансформато- ры, реакторы, масляные выключатели 330–750 кВ
Т-1500
ГОСТ 982
Средняя
Силовые и измеритель- ные трансформаторы, ре- акторы, вводы до 750 кВ, масляные выключатели
Т-1500У
Техническая документация изготовителя
ТКп
Техническая документация изготовителя
Низкая
Силовые и измеритель- ные трансформаторы, реакторы до 330 кВ, масляные выключатели
ТСО
ГОСТ 10121
ТСп
ГОСТ 10121
Силовые трансформато- ры до 35 кВ, масляные выключатели
Примечание – Требования технической документации изготовителей масла (ТУ), определяющие требования к маслам, приведены в [13].
Таблица 4.4.45 – Объем испытаний свежих масел на совместимость и рекомендуемая область применения
Показатель качества масла
и номер ТНПА на метод испытания
Значение показателя для масел
высокой стабильности
средней стабильности
низкой стабильности
1 Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С по ГОСТ 6581, %, не более
0,5
0,5
1,7 (для ТСп)
2,2 (для ТКп)
2 Стабильность против окисления
155
130
120
по ГОСТ 981, условия процесса:
– температура, °С
– продолжительность, ч
12
30
14
– расход кислорода, см3/мин
50
50
200
– кислотное число окисленного масла, мг КОН/г, не более
0,15
0,15
0,1
– массовая доля осадка, % массы, не более
0,015
Отсутствует
0,01
– масса летучих низкомолекулярных кислот, мг КОН/г, не более
0,15
0,04
0,008
3 Межфазное натяжение на границе масла с водой, мН/м, не менее (показатель фа- культативен, определение не обязательно)
40
40
35
4 Рекомендуемая область применения смеси масел, класс напряжения оборудова- ния, кВ, не выше
750
750
3301)
330
2201)
1) При некондиционности одного из масел.
4.4.26 Электрические аппараты, вторичные цепи и электропроводки напряжением до 1 кВ
а) Общие положения
Электрические аппараты и вторичные цепи схем защиты, управ- ления, сигнализации и измерения испытываются в объеме, пред- усмотренном настоящим подразделом. Электропроводки напряже- нием до 1 кВ от распределительных пунктов до электроприемников испытываются по 4.4.26.1.
Аппараты следует испытывать в полностью собранном виде, если иное не установлено в стандартах на конкретные виды аппаратов.
б) Методы измерений и испытаний.
Все испытания, если их режимы и специфические условия не установлены в стандартах на конкретные типы аппаратов, следу- ет проводить при нормальных климатических условиях испытаний по ГОСТ 15150.
в) Требования к средствам измерений.
Класс точности средств измерений и погрешности измерений па- раметров и характеристик должны быть не ниже значений, указанных в ГОСТ 2933 и стандартах на конкретные виды аппаратов. Средства испытаний должны быть аттестованы или проверены в установленном порядке.
Измерение сопротивления изоляции
Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приве- денных в таблице 4.4.46.
Таблица 4.4.46 – Допустимые значения сопротивления изоляции
Испытуемый элемент
Напряжение мегаомметра, В
Наименьшее допусти- мое значение сопро- тивления изоляции, МОм
1. Шины постоянного тока на щитах управления и в РУ (при отсоединенных цепях)
1000–2500
10
2. Вторичные цепи каждого присоединения
и цепи питания приводов выключателей и разъ- единителей1)
1000–2500
1
3. Цепи управления, защиты, автоматики и из- мерений, а также цепи возбуждения машин постоянного тока, присоединенные к силовым цепям
1000–2500
1
4. Вторичные цепи и элементы при питании
от отдельного источника или через разделитель- ный трансформатор, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже2)
500
0,5
5. Силовые и осветительные сети3)
1000
0,5
6. Распределительные устройства (каждая секция), щиты и токопроводы (шинопроводы)
500–1000
0,5
1) Измерение проводится со всеми присоединенными аппаратами (катушки приводов, контакторы, пускатели, автоматические выключатели, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т.п.).
2) Должны быть приняты меры для предотвращения повреждения устройств, в особенности микро- электронных и полупроводниковых элементов.
3) Сопротивление изоляции измеряется между каждым проводом и землей, а также между каждыми двумя проводами.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Значение испытательного напряжения для цепей релейной за- щиты, электроавтоматики и других вторичных цепей со всеми при- соединенными аппаратами (катушки приводов, автоматические вы-
ключатели, магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т.п.) принимается равным 1000 В, если иное не предусмотрено изготовите- лем оборудования. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Напряжением 1000 В частотой 50 Гц не испытываются:
вторичные цепи, рассчитанные на рабочее напряжение до 60 В;
цепи с подключенными устройствами на микроэлектронной (ми- кропроцессорной) элементной базе.
Испытание цепи «фаза-нуль» силовых и осветительных сетей
Испытание цепи «фаза-нуль» силовых и осветительных сетей про- водится в соответствии с требованиями 4.4.28.5.
Проверка действия автоматических выключателей
а) Проверка сопротивления изоляции.
Проводится у выключателей на номинальный ток 400 А и более.
Значение сопротивления изоляции – не менее 1 МОм. б) Проверка действия расцепителей.
Проверяется действие расцепителя мгновенного действия. Выклю- чатель должен срабатывать при токе не более 1,1 верхнего значения тока срабатывания выключателя, указанного изготовителем.
В электроустановках, выполненных по требованиям [1], [8] (раз- дел 6), проверяются все вводные и секционные выключатели, выклю- чатели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и ав- томатического пожаротушения, а также не менее 2 % выключателей распределительных и групповых сетей, предназначенных для защиты электроприемников 1 и 2 категорий по надежности электроснабжения. В других электроустановках испытываются все вводные и сек- ционные выключатели, выключатели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, а также не менее 1 % остальных выключателей, предназначенных для защиты электроприемников 1 и 2 категорий по надежности электроснабжения. Проверка проводится в соответствии с указаниями изготовителей.
При выявлении выключателей, не отвечающих установленным требова- ниям, дополнительно проверяется удвоенное количество выключателей.
Проверка работы автоматических выключателей и контакторов при пониженном и номинальном напряжениях оперативного тока
Проверка проводится путем выполнения:
– пяти операций включения контакторов и автоматов при напряже- нии на шинках оперативного тока 0,9 Uном;
пяти операций отключения контакторов и автоматов при напря- жении на шинках оперативного тока 0,8 Uном.
Проверка предохранителей
Плавкая вставка предохранителя должна быть калиброванной. Контактное нажатие в разъемных контактах предохранителя долж-
но соответствовать данным испытаний изготовителя.
Проверка работы предохранителя проводится выполнением пяти циклов ВО.
Устройства защитного отключения, выключатели дифференциального тока
а) Общие положения.
Устройства защитного отключения, управляемые дифференциаль- ным (остаточным) током (далее – УЗО-Д), проверяются в соответствии с требованиями настоящего пункта и с учетом требований ГОСТ IEC/ TR 60755, СТБ ГОСТ Р 50807.
б) Методы измерений и испытаний.
Испытательная цепь должна характеризоваться низкой индуктив- ностью.
УЗО-Д подвергается сериям испытаний (каждая серия состоит из пяти измерений), которые проводят для каждого полюса отдельно. Для УЗО-Д с вспомогательным источником питания каждую серию испытаний повторяют при напряжениях, равных 1,1; 1,0; 0,85 величи- ны номинального напряжения этого источника, подаваемых на соот-
ветствующие выводы.
в) Требования к средствам измерений.
Измерительные приборы для определения величины дифферен- циального тока должны быть класса точности 2,5. При использовании специально предназначенных для проверки УЗО приборов заводского изготовления допускается относительная погрешность до 10 %.
У приборов для измерений времени отключения относительная по- грешность должна быть не более 10 % от измеряемой величины.
Если измеряемые результаты вызывают сомнение в их достовер- ности, то время отключения измеряют запоминающим осциллогра- фом или электронным цифровым отметчиком времени.
г) Проверка правильности отключения при постоянном увеличении величины дифференциального тока.
При предварительно замкнутых выключателях испытательной цепи и УЗО-Д постепенно повышают величину дифференциального тока с таким расчетом, чтобы дифференциальный ток от исходного уровня величиной не более 0,2 Iотк в течение 30 с достиг величины Iотк. Проводят не менее пяти измерений Iотк. Все измеренные значения
должны находиться в пределах между неотключаемым дифференци- альным током и током отключения.
д) Проверка правильности отключения УЗО-Д в присутствии диф- ференциального тока.
В условиях, когда испытательная цепь откалибрована при номи- нальном отключающем дифференциальном токе Iотк, а выключатели испытательной цепи предварительно включены, создается электриче- ская цепь для протекания тока путем включения контактов испыты- ваемого УЗО-Д. Для более точного моделирования протекания диф- ференциального тока проводят не менее пяти измерений времени отключения. Ни один измеренный результат не должен превышать предельного значения, приведенного в таблице 4.4.47.
Таблица 4.4.47 – Значение максимального времени отключения УЗО-Д типа АС с Iотк > 0,03 А, предназначенного для защиты при косвенном прикосновени
Класс | Номинальный ток, А | Значение максимального времени отключения, с, при токе, А | ||
Iотк | 2 Iотк | 5 Iотк | ||
ТА | Любое значение | 2 | 0,2 | 0,04 |
ТВ | Свыше 40 | 5 | 0,3 | 0,15 |
Таблица 4.4.47 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Таблица 4.4.48 – Значение максимального времени отключения УЗО-Д типа АС с Iотк > 0,03 А, предназначенного
для дополнительной защиты при непосредственном
прикосновении
Номинальный отключающий дифференциальный ток, А | Значение максимального времени отключения, с, при токе, А | ||
Iотк | 2 Iотк | 5 Iотк | |
0,006 | 5 | 1 | 0,04 |
0,010 | 5 | 0,5 | |
0,030 | 0,5 | 0,2 | |
Таблица 4.4.48 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Для УЗО-Д типа А значения максимального времени отключе- ния, указанные в таблицах 4.4.47 и 4.4.48, также подлежат примене- нию, однако значения токов Iотк, 2 Iотк, 5 Iотк таблицы 4.4.47 и токов Iотк, 2 Iотк, 5 Iотк таблицы 4.4.48 должны быть умножены на коэффициент
1,3 при Iотк > 0,015 А и на коэффициент 2,0 (испытательный ток при этом не менее 0,03 А) при Iотк ≤ 0,015 А.
Для УЗО-Д типа В значения токов, указанные в таблицах 4.4.47 и 4.4.48, должны быть умножены на коэффициент 2 для сглаженных дифференциальных токов, а также для дифференциальных постоян- ных токов, получаемых в результате трехфазного однополупериодно- го тока или двухполупериодного соединения в электрической схеме.
е) Испытания УЗО-Д на возможность автоматического повторного включения.
Эти испытания следует проводить при дифференциальном сину- соидальном токе при отсутствии тока нагрузки. Дифференциальный ток повышают постепенно со скоростью 1,4 Iотк /30 от первоначального уровня (с максимальным отклонением не более 20 % от номиналь- ного) до момента отключения УЗО-Д. Затем плавно уменьшают вели- чину тока до первоначального значения в течение (30 2) с. При этом УЗО-Д не должно проводить повторное включение.
ж) Испытания УЗО-Д на возможность отключения потребителя при снятии напряжения сети.
Проводятся следующим образом: при отсутствии нагрузки на вхо- дящие зажимы УЗО-Д подают напряжение, равное номинальному на- пряжению сети, затем постепенно понижают его до нулевого значе- ния, при этом УЗО-Д не должно отключиться.
з) Испытания УЗО-Д при отклонении напряжения питания.
Такие испытания проводят в два этапа: при отсутствии тока нагруз- ки и при номинальном токе нагрузки.
При отсутствии тока нагрузки проверку проводят при напряжении 0,6; 1,0; 1,2 Uном.
В ходе проверки осуществляется:
проверка соответствия дифференциального тока срабатывания нормированному значению;
проверка соответствия времени отключения УЗО-Д при включе- нии на дифференциальный ток в соответствии с таблицей 4.4.49.
Таблица 4.4.49 – Функциональные характеристики УЗО-Д
Наименование параметра | Значение параметра |
Номинальное напряжение, В | 220; 400 |
Номинальный ток Iп, А | 6; 16; 25; 32; 40; 63; 80; 100; 125; 200 |
Номинальный отключающий ток Iотк, А | 0,01; 0,03; 0,1; 0,3; 0,5 |
Номинальный неотключающий дифференциальный ток, А | 0,5Iотк |
Окончание таблицы 4.4.49
Наименование параметра | Значение параметра |
Предельное значение неотключающего сверхтока, А | 6Iп |
Номинальное время отключения Tr, с | 0,5 при Iотк 0,15 при 2Iотк 0,04 при 5Iотк или 500 А |
При номинальном токе нагрузки испытания проводятся при диф- ференциальном синусоидальном токе при напряжении 0,6; 1; 1,2 Uном сети. В ходе испытания осуществляют проверку соответствия времени отключения УЗО согласно таблице 4.4.49.
Функционально независимые от напряжения сети УЗО (электроме- ханические) испытывают только при номинальном напряжении.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Проверка релейной аппаратуры
Проверка реле защиты, управления, автоматики и сигнализации, а также других устройств проводится в соответствии с ТНПА и тех- нической документацией. Пределы срабатывания реле на рабочих уставках должны соответствовать расчетным данным.
Проверка правильности функционирования полностью собранных схем при различных значениях оперативного тока
Все элементы схем должны надежно функционировать в пред- усмотренной проектом последовательности при значениях оператив- ного тока, приведенных в таблице 4.4.50.
Таблица 4.4.50 – Напряжение оперативного тока, при котором должно обеспечиваться нормальное функционирование схем
Испытуемый объект | Напряжение оперативного тока, % номинального | Примечание |
Схемы защиты и сигнализации | 80, 100 | – |
в установках напряжением | ||
выше 1 кВ | ||
Схемы управления в установках | ||
напряжением выше 1 кВ: | – | |
испытание на включение | 90, 100 | |
испытание на отключение | 80, 100 |
Окончание таблицы 4.4.50
Испытуемый объект | Напряжение оперативного тока, % номинального | Примечание |
Релейно-контакторные схемы | 90, 100 | Для простых схем «кнопка – |
в установках напряжением до 1 кВ | магнитный пускатель» про- | |
верка работы на пониженном | ||
напряжении не проводится | ||
Бесконтактные схемы на логических | 85, 100, 110 | Измерение напряжения |
элементах | проводится на входе в блок | |
питания |
Аккумуляторные батареи
а) Общие положения.
Приводятся объем и нормы приемо-сдаточных испытаний свинцо- во-кислотных стационарных АБ на соответствие требованиям, предъ- являемым к АБ I–V групп типоисполнения.
Характеристики АБ по группам типоисполнения приведены в та- блице 4.4.51.
б) Методы испытаний и измерений.
Контрольный разряд АБ осуществляется продолжительностью t, ч, до конечного напряжения Uf, В, током IRt, А:
(4.4.5)где CRt – гарантированная (номинальная) емкость в ампер-ча- сах, устанавливаемая изготовителем для нового аккумулятора при эталонной температуре 20 оС и продолжительности разряда t (20; 10; 8; 5; 3; 2; 1; 0,5; 0,25 ч) до конечного напряжения Uf, В.
Наиболее часто используемые значения CRt находятся в интерва- ле t 101 А·ч при Uf 1,8 В/эл; рекомендуемые значения приведены в таблице 4.4.51, если иное не указано изготовителем.
Ток контрольного разряда IRt должен поддерживаться в пределах
1 % от установленного значения на протяжении всего периода раз- ряда. Допускаются отклонения в пределах 5 % от установленной ве- личины IRt при ручном регулировании тока разряда.
ТКП 339-2022 (33240)
220
Таблица 4.4.51 – Характеристики аккумуляторных батарей I–V групп типоисполнения
№ группы
Наименование группы типоисполнения АБ
Классификация АБ по типоисполнению поло- жительного электрода
Контролируемые параметры*
Обще- евро- пейская марки- ровка
Заводская марки- ровка
Плотность электролита, г/см3,
при t = 20 °С
при контрольных разрядах
в режиме постоянного подзаряда при t = 20 °С
Макси- мально допустимое напряжение, В/эл
Минимально допустимая плотность электроли- та, г/см3
Ток разряда
Напряжение аккумулято- ров, В/эл
Плотность заряженного аккумулято- ра, г/см3
Точность напряжения подзаряда АБ, %
I
Открытые с жидким электролитом
GroE
C
1,2 0,01
1,8
1,15
IС10
2,22 0,02
1,21
0,005
5 %
II
Закрытые со съемной фильтр-пробкой и жидким электролитом
СН
СН
1,21 0,005
1,8
IС10
2,18 0,04
1,24
0,005
2 %
III
Открытые со съемной пробкой (малообслу- живаемые)
GroE
GroE GroE-H
1,22 0,01
1,8
1,1
IС10
2,23 0,02
1,22 0,01
2 %
OPzS
OPzS ТХЕ
1,24 0,01
1,8
1,12
IС10
2,23 0,02
1,24 0,01
2 %
OGi
OGi; Vb; OSP
1,24 0,01
1,8
1,12
IС10
2,23 0,02
1,24–1,26
0,01
2 %
IV
Герметизированные с сорбированным
электролитом (техноло- гия AGM)
Тип VRLA
OGi; Vb; VH; SLA
–
1,85
–
IC3, IС10
2,27 0,02
– 0,01
–
1 %
ТКП 339-2022 (33240)
221
Окончание таблицы 4.4.51
№ группы
Наименование группы типоисполнения АБ
Классификация АБ по типоисполнению поло- жительного электрода
Контролируемые параметры*
Обще- евро- пейская марки- ровка
Заводская марки- ровка
Плотность электролита, г/см3,
при t = 20 °С
при контрольных разрядах
в режиме постоянного подзаряда при t = 20 °С
Макси- мально допустимое напряжение, В/эл
Минимально допустимая плотность электроли- та, г/см3
Ток разряда
Напряжение аккумулято- ров, В/эл
Плотность заряженного аккумулято- ра, г/см3
Точность напряжения подзаряда АБ, %
V**
Герметизированные с гелевым электролитом (технология GEL)
Тип VRLA
OGiV
VbV
–
1,85
–
IС10
2,23 0,02
–
1 %
OPzV
–
1,85
–
IС10
–
* Необходимые конкретные значения тока и напряжения уточняются в процессе испытаний и наблюдения за АБ и корректируются в зависимости от температу- ры окружающей среды в соответствии с рекомендациями изготовителя.
** Применение АБ данной группы не рекомендуется.
Напряжение между выводами АБ и контрольных элементов долж- но регистрироваться не реже чем через 25 %, 50 % и 80 % времени разряда, определенного по формуле
(4.4.6)а затем через интервалы времени, позволяющие обеспечить своевре- менную фиксацию значения конечного напряжения Uf.
Рекомендуется измерения напряжения Uf проводить ежечасно,
а в конце разряда при быстром уменьшении напряжения периодич- ность измерений на выделенных отстающих элементах сократить до 15 мин.
Напряжение отстающих элементов в конце разряда не должно от- личаться более чем на 1–1,5 % среднего напряжения остальных эле- ментов, а количество отстающих элементов не должно превышать 5 % от количества всех элементов АБ.
Замеры плотности электролита допускается проводить каждые 2 ч, минимальное значение плотности, если иное не указано в инструкции изготовителя, принимается по таблице 4.4.51.
Разряд считается законченным, если напряжение АБ достигнет величины п Uf; здесь п – число элементов (аккумуляторов). Время раз- ряда должно регистрироваться.
Контрольная емкость, полученная в результате контрольного раз- ряда АБ при начальной средней температуре , должна вычисляться как произведение тока разряда (в амперах) на продолжительность разряда (в часах) и приводиться к стандартной температуре (20 °С) по формуле
(4.4.7)где принимается равным 0,006, если иное не оговорено изготовите- лем.
Новый аккумулятор или АБ должны обеспечивать при испытаниях как минимум:
CФ 0,95 CRt на первом цикле заряда-разряда;
CФ CRt на пятом цикле или ранее, если иное не оговорено изго- товителем.
в) Требования к средствам измерений.
Пределы измерений и градуировка приборов, а также методы ис- пытаний должны выбираться таким образом, чтобы гарантировать точность, установленную для каждого испытания.
Измерения проводятся:
измерение времени – приборами с точностью измерений 1 % и выше;
измерение напряжения – вольтметром класса точности 0,5 и выше с внутренним сопротивлением не менее 1000 Ом/В;
измерение тока – амперметром класса точности 0,5 и выше (систе- ма измерений амперметр-шунты-провода класса точности 0,5 и выше); измерение температуры – термометрами с соответствующим диа- пазоном измерений, у которых цена деления не более 1 °С, и абсолют-
ной точностью 0,5 °С и выше;
измерение плотности электролита – ареометром или другими приборами с отградуированной шкалой и с ценой деления не более 5 кг/м3.
г) Общие условия проведения испытаний.
Испытания должны проводиться на полностью заряженных АБ со- гласно технической документации изготовителя.
Перед началом испытаний на каждом аккумуляторе уровень и плотность электролита должны быть доведены до нормы и поддер- живаться в диапазоне допусков, установленных изготовителем.
После окончания контрольного разряда емкость АБ должна быть восстановлена путем ее заряда в соответствии с технической доку- ментацией изготовителя.
Температура окружающей среды, при которой проводят испыта- ния АБ, должна быть от 15 °С до 35 °С. Рекомендуется проводить испытания при средней начальной температуре АБ и температуре окружающей среды, по возможности приближенной к 20 °С и изме- ренной непосредственно перед разрядом.
Средняя начальная температура АБ I–III групп типоисполнения рассчитывается как среднее арифметическое значение отдельных значений температур электролита контрольных элементов, которых должно быть не менее 10 (для АБ из более чем 100 аккумуляторов).
Средняя начальная температура АБ IV и V групп типоисполнения рассчитывается как средняя температура поверхности посередине сте- нок баков всех контрольных аккумуляторов или моноблоков, которых должно быть не менее 12 (для АБ из более чем 100 аккумуляторов).
Измерение уровня электролита
На новых аккумуляторах с непрозрачными стенками баков должны быть смонтированы датчики, регистрирующие положение уровня элек- тролита по отношению к минимальному и максимальному значениям.
Каждый аккумулятор должен быть снабжен устройством, показы- вающим минимальный и максимальный уровни электролита.
Измерение сопротивления изоляции аккумуляторной батареи
Проводится путем измерения напряжения на полюсах батареи и между каждым полюсом и землей при отключенном вводе со сто- роны ЩПТ.
Сопротивление изоляции Rx вычисляется по формуле
(4.4.8)где Rq – внутреннее сопротивление вольтметра, кОм; U – напряжение на зажимах батареи, В;
U1 и U2 – напряжения между положительным зажимом и землей и отрицательным зажимом и землей.
Если U / (U1 U2) < 1,1, следует выбрать меньший предел измерения вольтметра (меньшее значение внутреннего сопротивления прибора). Если U / (U1 U2) > 20, следует переключить вольтметр на большие пределы измерения (большее значение внутреннего сопротивления
прибора).
Сопротивление изоляции батареи должно быть не менее указан- ного ниже:
номинальное напряжение, В 24
48
110
220
сопротивление, кОм 60
60
60
150
Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи
Полностью заряженные аккумуляторы разряжают током 3- или 10-часового режима.
Емкость АБ, приведенная к температуре 25 °С, должна соответ- ствовать данным изготовителя.
Проверка электролита
Плотность электролита каждого элемента в конце заряда и разря- да батареи должна соответствовать данным изготовителя. Температу- ра электролита при заряде должна быть не выше 40 °С.
Плотность электролита, имеющего температуру, отличающуюся от 20 °С, приводят к плотности при 20 °С с учетом температурного гра- диента плотности 0,0007 г/см3 на 1 °С, если иное значение не указано изготовителем, по формуле
20 tф 0,0007(tф – 20 °С), (4.4.9)
где 20 – плотность электролита при его температуре 20 °С, г/см3;
tф – плотность электролита при фактической температуре tф, г/см3;
tф – фактическая температура электролита °С.
Химический анализ электролита
а) Электролит для заливки кислотных АБ должен готовиться из ак- кумуляторной серной кислоты сорта А по ГОСТ 667 и дистиллирован- ной воды по ГОСТ 6709.
Требования к серной кислоте и электролиту для АБ, изготовленных по ГОСТ 26881, приведены в таблице 4.4.52.
Таблица 4.4.52 – Нормы на характеристики серной кислоты
и электролита для аккумуляторных батарей
Показатель
Нормы
для серной кислоты высшего сорта
Нормы для электролита (разведенная свежая кислота для заливки в аккумуляторы)
1. Внешний вид
Прозрачная
Прозрачная
2. Интенсивность окраски (определяет- ся колориметрическим способом), мл
0,6
0,6
3. Плотность при температуре 20 °С, г/см3
1,83–1,84
1,18 0,005
4. Содержание железа, %, не более
0,005
0,004
5. Содержание нелетучего остатка после прокаливания, %, не более
0,02
0,03
6. Содержание окислов азота, %, не более
0,00003
0,00005
7. Содержание мышьяка, %, не более
0,00005
0,00005
8. Содержание хлористых соедине- ний, %, не более
0,0002
0,0003
9. Содержание марганца, %, не более
0,00005
0,00005
10. Содержание меди, %, не более
0,0005
0,0005
11. Содержание веществ, восстанав- ливающих марганцевокислый калий, мл 0,01Н раствора КМnО4, не более
4,5
–
12. Содержание суммы тяжелых металлов в пересчете на свинец, %, не более
0,01
–
Примечание – Для дистиллированной воды допускается наличие тех же примесей, что допускает ГОСТ 667 для аккумуляторной кислоты, но в 10 раз меньшей концентрации.
б) Электролит для заполнения элементов и дистиллированная вода, используемая для доливки АБ западноевропейских производителей группы III (OPzS, GroE, OGi, OCSM), должны соответствовать требова- ниям по чистоте согласно [54].
Требования к качеству очищенной воды
Требования к очищенной воде – по [55].
а) Вода для аккумуляторов должна быть прозрачной, не иметь за- паха и маслянистых пятен, допустимый водородный показатель рН 5–7, электропроводность – не выше 30 мС/см.
Содержание примесей в очищенной воде не должно превышать значений, указанных в таблице 4.4.53.
Таблица 4.4.53 – Содержание примесей в очищенной воде
Загрязнения
мг/л, макс.
1. Накипь (невыпариваемый остаток)
10
2. Окисляемые органические соединения (рассчитано как расход KMnО4)
20
3. Металлы сероводородной группы (Pb, Sb, As, Sn, Bi, Cu, Cd):
1
отдельно по каждому
все вместе
2
4. Металлы аммониево-сульфидной группы:
1
отдельно по каждому
все вместе
2
5. Галогены (рассчитано как хлориды)
1
6. Соединения азота в форме аммиака
50
7. Соединения азота в иной форме (рассчитано как нитраты)
10
б) Для хранения очищенной воды не должны использоваться ме- таллические емкости, так как из металла возможно высвобождение ионов.
Хранить воду необходимо в сосудах из стекла, эбонита, полиэти- лена, полипропилена, поливинилхлорида или других пластмасс. Ис- пользуемые шланги должны быть изготовлены из ПВХ, резины или по- лиэтилена.
Рекомендуется хранить очищенную воду в воздухонепроницаемых сосудах, так как из воздуха абсорбируется двуокись углерода, что по- вышает проводимость воды.
Требования к качеству электролита
Электролит для малообслуживаемых АБ должен поставляться из- готовителем в комплекте с батареей. В документации, подтверждаю- щей качество электролита, должно быть отражено его соответствие
ГОСТ 26881 или [54]. Перед заливкой электролита в элементы необ- ходимо провести его анализ на соответствие основных показателей (железо, хлор, марганец, медь, окислы азота) значениям, указанным в таблице 4.4.52 или 4.4.54 (в соответствии с ГОСТ 26881 или [54]).
При поставке электролита не изготовителем АБ исполь- зовать его без проведения химического анализа на соответ- ствие ГОСТ 26881 или [54] не допускается. Анализ электроли- та необходимо проводить с обязательным протоколированием результатов и извещением изготовителя АБ (через поставщика) для согласования последующего применения электролита в целях сохранения гарантийных обязательств на АБ. Загрязнения электро- лита по ГОСТ 26881 или [54] не должны превышать значений, указан- ных в таблице 4.4.52 или 4.4.54 соответственно.
Таблица 4.4.54 – Содержание примесей в разбавленной серной кислоте для залива свинцово-кислотных аккумуляторов
Загрязнения
мг/л, макс.*
1. Металлы платиновой группы
0,05
2. Медь
0,5
3. Металлы сероводородной группы, кроме свинца (Sb, As, Sn, Bi, Cu, Cb):
1
отдельно по каждому
все вместе
2
4. Марганец, хром, титан – отдельно по каждому
0,2
5. Железо
30
6. Другие металлы аммониево-сульфидной группы, например Co, Ni
1
(кроме Al и Zn):
отдельно по каждому
все вместе
2
7. Галогены
5
8. Азот в виде ионов аммония
50
9. Азот в других формах (например, азотная кислота)
10
10. Летучие органические кислоты (рассчитано как уксусная кислота)
20
11. Окисляемые органические соединения (рассчитано как расход КМnО4)
30
12. Остаток после выпаривания, удаления дымящихся фракций и отжига
250
* Для заливаемого электролита.
Нейтрализация пролитого электролита
Пролитый электролит необходимо нейтрализовать. В табли- це 4.4.55 приведены количества реагентов для нейтрализации 1 л электролита.
Таблица 4.4.55 – Количество реагентов для нейтрализации 1 л электролита
Плотность электролита, г/см3 | Количество используемого реагента | |||
CaСO3, кг | Na2CO3, кг | NaOH, 20%-ный раствор, л | NaOH, 45%-ный раствор, л | |
1,22 | 0,21 | 0,40 | 1,50 | 0,66 |
1,24 | 0,23 | 0,44 | 1,65 | 0,73 |
1,26 | 0,25 | 0,48 | 1,80 | 0,80 |
Заземляющие устройства
Проверка выполнения элементов заземляющего устройства
Проверка конструктивного выполнения заземляющего устройства проводится после монтажа до засыпки грунта и присоединения есте- ственных заземлителей и заземляемых элементов (оборудования, конструкций, сооружений).
Проверка заземляющих устройств на ВЛ проводится у всех опор с заземлителями.
Сечения и проводимости элементов заземляющего устройства должны соответствовать 4.3.
Проверка соединений между заземлителями и заземляемыми элементами
Проверка состояния цепей и контактных соединений между за- землителями и заземляемыми элементами, а также соединений есте- ственных заземлителей с заземляющим устройством проводится пу- тем осмотра для выявления обрывов и других дефектов.
Кроме того, может проводиться измерение переходных сопротив- лений (при исправном состоянии контактного соединения сопротивле- ние не превышает 0,05 Ом).
Надежность сварки проверяется простукиванием мест соединений молотком.
Проверка выноса потенциала
Проверка (расчетная) напряжения на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю проводится после мон-
тажа, переустройства для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземленной нейтралью.
Напряжение на заземляющем устройстве:
не ограничивается для электроустановок, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений элек- троустановки;
не более 10 кВ, если предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению вы- носа потенциалов;
не более 5 кВ во всех остальных случаях.
Проверка состояния пробивных предохранителей в электроустановках до 1 кВ
Пробивные предохранители должны быть исправны и соответство- вать номинальному напряжению электроустановки.
Проверка цепи «фаза-нуль» в электроустановках до 1 кВ с системой TN
Проверка проводится одним из следующих способов:
непосредственным измерением тока однофазного замыкания на корпус или нулевой защитный проводник с помощью специальных приборов;
измерением полного сопротивления цепи «фаза – нулевой за- щитный проводник» с последующим вычислением тока однофазного замыкания.
Ток однофазного замыкания на корпус или нулевой провод должен обеспечивать надежное срабатывание защиты с учетом требований, указанных в 4.3.
Измерение сопротивления заземляющих устройств
Значения сопротивления заземляющих устройств с подсоединен- ными естественными заземлителями должны соответствовать значе- ниям, приведенным в соответствующих разделах настоящего техни- ческого кодекса.
Измерение напряжения прикосновения
Измерение напряжения прикосновения в электроустановках, вы- полненных по нормам на напряжение прикосновения, указанным в та- блице 4.4.56, проводится при присоединенных естественных зазем- лителях.
Напряжение прикосновения измеряется на рабочих местах, а так- же в контрольных точках, в которых эти значения определены расче- том при проектировании в соответствии с 4.3.
Под длительностью воздействия напряжения понимается суммар- ное время действия релейной защиты и собственного времени отклю- чения выключателя. За продолжительность воздействия для рабочих мест принимается время отключения ОКЗ резервными защитами, а для остальной территории – основными защитами.
Таблица 4.4.56 – Допустимые значения напряжения прикосновения, В
Напряжение при- косновения для электроустановок | Длительность воздействия напряжения, с | |||||||||||
0,01 | 0,1 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | выше 1,0 | |
110–750 кВ | 500 | 400 | 200 | 130 | 100 | 65 | ||||||
1–35 кВ с изолиро- ванной нейтралью и до 1 кВ с любой нейтралью | 550 | 340 | 160 | 135 | 120 | 105 | 95 | 85 | 75 | 70 | 60 | 20 |
4.4.29 Силовые кабельные линии
Силовые кабели, изготовленные в соответствии с ГОСТ 23286, ГОСТ 16441, ГОСТ 18410, ГОСТ 31996, ГОСТ 433 и другими ТНПА,
должны испытываться в соответствии с требованиями указанных ТНПА, основные положения которых изложены в настоящем подраз- деле.
При испытаниях силовых КЛ с экструдированной изоляцией долж- ны соблюдаться требования СТБ IEC 60502-1, СТБ IEC 60502-2, СТБ IEC 60229, СТБ IEC 60840 и СТБ IEC 62067. Материалы изоляции кабелей, на которые распространяются стандарты СТБ IEC 60502-1, СТБ IEC 60502-2, СТБ IEC 60229, СТБ IEC 60840 и СТБ IEC 62067,
приведены в таблице 4.4.57.
Таблица 4.4.57 – Полимерные материалы, применяемые для кабелей с экструдированной изоляцией
Наименование материала изоляции кабелей | Сокращенное обозначение |
а) Термопластичные материалы: поливинилхлоридный пластикат, предназначенный для кабелей на номи- нальное напряжение U0 / U 3,6/6 кВ | PVC/A* |
б) Материалы из сшитых полимеров: этиленпропиленовая резина или аналогичный материал (ЕРМ или ЕРDМ) этиленпропиленовая резина высокомодульная или повышенной твердости | EPR HEPR |
Окончание таблицы 4.4.57
Наименование материала изоляции кабелей | Сокращенное обозначение |
сшитый полиэтилен | XLPE |
* Материал для изоляции, основным компонентом которого является поливинилхлорид, предна- значенный для кабелей на номинальное напряжение U0 / U 1,8/3 кВ, в IEC 60502-2 обозначают PVC/B. | |
Измерение температуры кабелей, контроль состояния антикор- розионного покрытия трубопроводов кабелей высокого давления, ис- пытание подпитывающих агрегатов и устройств автоматического по- догрева концевых муфт проводятся в соответствии с инструкциями изготовителя.
Проверка заземляющего устройства проводится согласно 4.4.28.
При невозможности проведения испытания основной изоляции силовой КЛ класса напряжения 35 кВ и выше повышенным напряже- нием от постороннего источника (т.е. при отсутствии у заказчика и/или исполнителя испытательного оборудования), допускается включение силовой КЛ под номинальное напряжение в соответствии с условиями настоящего раздела, при этом рекомендуется контролировать значение tg и/или уровень частичных разрядов.
Проверка целостности жил кабелей и фазировка кабельных линий
Проверка и фазировка осуществляются после окончания монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения жил кабеля.
Проверяются целостность и совпадение обозначений фаз подклю- чаемых жил кабеля.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. У си- ловых кабелей на напряжение до 1 кВ сопротивление изоляции долж- но быть не менее 0,5 МОм. Измерение следует проводить до и после испытания кабеля повышенным напряжением. У силовых кабелей на напряжение выше 1 кВ сопротивление изоляции не нормируется.
Испытание повышенным напряжением выпрямленного тока
Испытательное напряжение принимается в соответствии с табли- цей 4.4.57.1.
Таблица 4.4.57.1 – Испытательное напряжение выпрямленного тока для силовых кабелей
Кабели с пропитанной бумажной изоляцией по ГОСТ 18410, кВ
Кабели с резиновой изоляцией по ГОСТ 443, кВ
До 1
2
3
6
10
20
35
3
6
10
6
12
18
40
60
1005
175
6
12
20
Для кабелей на напряжение до 35 кВ с пропитанной бумажной изо- ляцией длительность приложения полного испытательного напряже- ния при приемо-сдаточных испытаниях составляет 10 мин.
Для кабелей с резиновой изоляцией на напряжение 3–10 кВ дли- тельность приложения полного испытательного напряжения – 5 мин. Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1 кВ испытаниям повышенным напряжением не подвергаются.
Для кабелей с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката (PVC) напряжением до 10 кВ уровень испытательного напряжения должен составлять 4 U0, где U0 – номинальное напряжение промыш- ленной частоты между проводником и землей или металлическим экраном, используемым в конструкции кабеля. Продолжительность испытания – 15 мин.
Для маслонаполненных КЛ напряжением 110 кВ и выше уровень испытательного напряжения выпрямленного тока принимается соглас- но ГОСТ 16441 (пункт 7.10). Продолжительность испытания – 15 мин.
При смешанной прокладке кабелей в качестве испытательного на- пряжения для всей КЛ следует принимать наименьшее из испытатель- ных напряжений.
При проведении испытаний кабелей напряжением 2–35 кВ необхо- димо обращать внимание на характер изменения токов утечки и асим- метрии их по фазам. Абсолютное значение тока утечки и коэффици- ент асимметрии не являются браковочными показателями, но должны учитываться при оценке состояния изоляции, увеличении времени ис- пытаний, сокращении их периодичности.
Кабели с удовлетворительной изоляцией имеют стабильные зна- чения тока утечки. Отношение I10,5 мин / I1 мин не должно быть больше еди- ницы.
Коэффициент асимметрии I max / I min составляет от 2 до 3.
Испытание оболочки кабелей на напряжение 10 кВ
и выше повышенным выпрямленным напряжением
Наружная оболочка кабелей, проложенных в земле, должна быть испытана выпрямленным напряжением 10 кВ в течение 10 мин. Испы-
тательное напряжение должно быть приложено между металлическим экраном или броней и заземлителем.
Испытание напряжением переменного тока частотой 50 Гц
Такое испытание допускается для КЛ на напряжении 110–330 кВ взамен испытания выпрямленным напряжением. Испытание прово- дится напряжением (1,0–1,73) Uном.
При отсутствии испытательной установки необходимой мощности
допускается проводить испытание смонтированной КЛ с экструдиро- ванной изоляцией следующими методами:
в соответствии с требованиями 4.4.29.6;
в течение 24 ч номинальным (рабочим) напряжением системы U0.
Испытание повышенным переменным напряжением
После прокладки КЛ с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 35 кВ должны выдержать испытание повышенным постоянным напряжением в соответствии с требованиями 4.4.29.3. Испытание повышенным напряжением переменного тока не прово- дится (см. ГОСТ 18410, пункт 5а.8).
Испытание кабелей с экструдированной изоляцией проводится для:
кабелей напряжением 0,66–3,0 кВ – по СТБ IEC 60502-1. Вели- чина повышенного испытательного напряжения частотой 50 Гц долж- на составлять 2,5U0 2 кВ. Продолжительность испытания – 5 мин;
кабелей напряжением 6–35 кВ – по СТБ IEC 60502-2. Величина
повышенного испытательного напряжения частотой 50 Гц должна со- ставлять 3,5 U0 кВ. Продолжительность испытания – 5 мин либо со- гласно таблице 4.4.58;
кабелей напряжением 110 кВ – по СТБ IEC 60840; 220–330 кВ – по СТБ IEC 62067. Испытания должны проводиться повышенным на- пряжением переменного тока в диапазоне частот 20–300 Гц, форма волны должна быть синусоидальной. Значения испытательного на- пряжения для КЛ 110–330 кВ приведены в таблице 4.4.57.2. Продол- жительность испытания – 60 мин.
Таблица 4.4.57.2 – Испытательное напряжение для кабельных линий 110–330 кВ
Кабели напряжением, кВ
110
220
330
Испытательное напряжение, кВ
128
180
250
Испытания кабелей с использованием сверхнизкой ча- стоты проводятся повышенным напряжением переменного тока ча-
стотой 0,1 Гц, при этом рекомендуется контролировать значение tg и/или уровень частичных разрядов.
При отсутствии установок для испытаний КЛ переменным напря- жением частотой 0,1 Гц допускается проведение испытаний основ- ной изоляции повышенным напряжением переменного тока частотой 50 Гц по 4.4.29.6.1. При отсутствии установки необходимой мощно- сти, по указанию производителя кабельной продукции и арматуры допускаются испытания повышенным напряжением выпрямленного тока 4 U0 в течение 15 мин или иным указанным изготовителем мето- дом (применением частоты от 0,01 до 1,0 Гц, затухающим перемен- ным током частотой от 20 до 500 Гц – метод DAC, снижением уровня испытательного напряжения с увеличением времени испытания).
Величина и длительность приложения испытательного напряже- ния частотой 0,1 Гц принимаются в соответствии с таблицей 4.4.58.
Таблица 4.4.58 – Величина и длительность испытательного напряжения для силовых кабелей
Кабели напряжением, кВ | Испытательное напряжение частотой 0,1 Гц, кВ | ||
15 мин | 30 мин | 60 мин | |
6 | 18 | 15 | 11 |
10 | 30 | 25 | 18 |
20 | 60 | 50 | 36 |
35 | 105 | 85 | 60 |
Определение сопротивления жил кабеля
Проводится для линий на напряжение 20 кВ и выше. Сопротивле- ние жил КЛ постоянному току, приведенное к удельному значению (на 1 мм2 сечения, 1 м длины при температуре 20 °С), должно быть не бо- лее 0,01793 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом – для алюми- ниевой. Измеренное сопротивление, приведенное к удельному значе- нию, может отличаться от указанных значений не более чем на 5 %.
Определение электрической рабочей емкости кабелей
Определение проводится для линий на напряжение 20 кВ и выше. Измеренная емкость, приведенная к удельному значению (на 1 м дли- ны), должна отличаться от результатов испытаний изготовителя не бо- лее чем на 5 %.
Измерение токораспределения по одножильным кабелям
Неравномерность распределения токов по токопроводящим жи- лам и оболочкам (экранам) кабелей не должна быть более 10 %.
Определение объема нерастворенного газа (пропиточное испытание)
Испытание проводится для маслонаполненных КЛ на напряжение 110–330 кВ. Содержание нерастворенного воздуха в масле должно быть не более 0,1 %.
Испытание подпитывающих агрегатов
и автоматического подогрева концевых муфт
Испытание проводится для маслонаполненных КЛ 110–330 кВ.
Проверка антикоррозионных защит
При приемке линий в эксплуатацию проверяется работа антикор- розионных защит для:
кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах со средней и низкой коррозионной активностью (удельное сопротивле- ние грунта выше 20 Омм), при среднесуточной плотности тока утечки в землю выше 0,15 мА/дм2;
кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах с высокой коррозионной активностью (удельное сопротивление грун- та менее 20 Омм), при любой среднесуточной плотности тока утечки в землю;
кабелей с незащищенной оболочкой;
стального трубопровода кабелей высокого давления независимо от агрессивности грунта и видов изоляционных покрытий.
При проверке измеряются потенциалы и токи в оболочках кабелей и параметры электрозащиты (ток и напряжение катодной станции, ток дренажа) в соответствии с указаниями по электрохимической защите подземных энергетических сооружений от коррозии.
Оценку коррозионной активности грунтов и естественных вод сле- дует проводить в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.
Определение характеристик масла и изоляционной жидкости
Определение проводится для всех элементов маслонаполненных КЛ на напряжение 110 кВ и для концевых муфт (вводов в трансфор- маторы и КРУЭ) кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ.
Пробы масел марок С-220, 5РА, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС должны удовлетворять требованиям норм та- блиц 4.4.59 и 4.4.60.
Если значения электрической прочности и степени дегазации мас- ла МН-4 соответствуют нормам, а значения тангенса угла диэлектри- ческих потерь tg, измеренные по методике ГОСТ 6581, превышают указанные в таблице 4.4.60, пробу масла дополнительно выдержива- ют при температуре 100 °С в течение 2 ч, периодически измеряя tg. При уменьшении значения tg проба масла выдерживается при темпе- ратуре 100 °С до получения установившегося значения, которое при- нимается за контрольное.
Таблица 4.4.59 – Нормы на показатели качества масел марок С-220, 5РА, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС
Показатель качества масла | Для вновь вводимой линии | ||
С-220, 5РА | МН-3, МН-4 | ПМС | |
Пробивное напряжение в стандартном сосуде, кВ, не менее | 45 | 45 | 35 |
Степень дегазации (растворенный газ), %, не более | 0,5 | 0,1 | – |
Примечание – Испытание масел, не указанных в настоящей таблице, необходимо проводить в со- ответствии с требованием изготовителя. | |||
Таблица 4.4.60 – Тангенс угла диэлектрических потерь масла
и изоляционной жидкости (при 100 °С), %, не более, для кабелей напряжением, кВ
110 | 150–220 | 330 |
0,5/0,8* | 0,5/0,8* | 0,5/– |
* В числителе – значение для масел марок С-220 и 5РА, в знаменателе – для МН-3, МН-4 и ПМС. | ||
4.4.30 Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ
В процессе выполнения строительно-монтажных работ проводятся проверка и контроль правильного выполнения следующих операций:
установки опор (отклонение опоры от вертикальной оси вдоль и поперек линии, выход опоры из створа линии, уклон и разворот тра- верс и др.);
монтажа проводов и тросов (габариты ВЛ от поверхности земли и инженерных сооружений, регулировка стрел провеса, соединение и крепление проводов и тросов и др.);
заземления опор (параметры элементов заземляющих устройств, глубина заложения и соединения заземлителей и др.).
Требования к заземляющим устройствам, проверка пробивных предохранителей, испытание цепи «фаза-нуль» для ВЛИ аналогичны требованиям к ВЛ и выполняются в соответствии с 4.4.28.
Контроль расположения элементов опор
Проводится измерение (выборочно) заглубления железобетонных опор в грунте, определение расположения фундаментов металличе- ских опор и железобетонных опор на оттяжках, а также заложения ри- гелей и расположения анкеров оттяжек.
Измеренные значения на ВЛ напряжением 35–750 кВ не должны превышать допусков, приведенных в таблице 4.4.61 и в проектах кон- кретных ВЛ. Измерения выполняются на 2–3 % общего количества установленных опор.
Заглубление в грунт железобетонных опор ВЛ напряжени- ем 0,38–20 кВ должно соответствовать проекту ВЛ, но быть не ме- нее 1,7 м для ВЛ напряжением 0,38 кВ и 2,0 м для ВЛ напряжением 6–20 кВ. Измерение производится на всех сложных опорах и на 20 % промежуточных опор.
Таблица 4.4.61 – Допуски на расположение сборных фундаментов и свай опор на ВЛ напряжением 35–750 кВ, мм
Наименование
Свободностоящие опоры
Опоры
с оттяжками
Расстояние между осями подножников в плане
20
50
Разность вертикальных отметок верха подножников*
20
20
Смещение центра подножника в плане
–
50
* Количество прокладок для компенсации разности отметок должно быть не более четырех общей толщиной не более 40 мм; площадь и конфигурация прокладок должны соответствовать конструк- ции опорных частей опоры.
Испытание изоляторов
Испытания установленных на ВЛ стеклянных подвесных изолято- ров, изоляторов всех типов для подвески грозозащитного троса и по- лимерных изоляторов не проводятся; их контроль осуществляется внешним осмотром.
Измерение сопротивления изоляторов
Измерение сопротивления фарфоровых подвесных изоляторов проводится мегаомметром на напряжение 2500 В только при положи- тельной температуре окружающего воздуха. При монтаже изоляторов
сопротивление изоляции измеряется непосредственно перед установ- кой изоляторов.
Сопротивление каждого подвесного изолятора должно быть не ме- нее 300 МОм.
Контроль соединений проводов и грозозащитных тросов
Контроль соединений проводится согласно 4.4.31.
Измерение сопротивления заземления опор, их оттяжек и тросов
Измерение сопротивления проводится в соответствии с 4.4.28.
Воздушные линии напряжением 0,4 кВ с изолированными проводами (ВЛИ)
а) Измерение сопротивления изоляции.
Сопротивление изоляции жил, изоляции их соединений и ответвле- ний от них должно быть не менее 0,5 МОм при напряжении мегаом- метра 1000 В. Сопротивление измеряется между фазными провода- ми; проводами (жилами) фазными и уличного освещения; проводами фазными, уличного освещения и нулевым.
б) Испытание повышенным напряжением.
Испытание проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Из- мерение сопротивления изоляции в этом случае не проводится.
в) Проверка соединений жил.
Проверка проводится путем внешнего осмотра и измерения паде- ния напряжения или электрического сопротивления.
Соединения жил фазных, уличного освещения и нулевой несущей бракуются, если:
кривизна опрессованного зажима превышает 3 % его длины;
на поверхности соединительного зажима имеются трещины и следы механических повреждений;
падение напряжения или электрическое сопротивление на участ- ке соединения или ответвления более чем в 1,2 раза превышает па- дение напряжения или электрическое сопротивление на участке жил той же длины.
Проверка проводится выборочно на 2–5 % от общего количества соединений и ответвлений.
4.4.31 Контактные соединения проводов, грозозащитных тросов (тросов), сборных и соединительных шин
При проведении контроля контактных соединений, выполненных опрессовкой, контроля качества швов сварных и паяных соедине-
ний, имеющих гальваническое покрытие, следует руководствоваться ГОСТ 17441 и 4.4.31.
Контроль опрессованных контактных соединений
Контролируются геометрические размеры и состояние контактных соединений проводов и грозозащитных тросов ВЛ и шин РУ.
Геометрические размеры (длина и диаметр спрессованной части корпуса зажима) не должны отличаться от предусмотренных техноло- гическими указаниями по монтажу контактных соединений.
Стальной сердечник опрессованного соединительного зажима не должен быть смещен относительно симметрического положения более чем на 15 % длины прессуемой части провода.
На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии, меха- нических повреждений.
При приемке в эксплуатацию выборочно контролируется не менее 3 % ycтановленных зажимов каждого типоразмера (марки).
Контроль контактных соединений, выполненных
с применением овальных соединительных зажимов
Проверяются геометрические размеры и состояние контактных со- единений проводов и грозозащитных тросов.
Геометрические размеры соединительных зажимов после монтажа не должны отличаться от предусмотренных технологическими указа- ниями по монтажу зажимов.
На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии (на стальных соединительных зажимах), механических повреждений.
Число витков скрутки скручиваемых зажимов на сталеалюмини- евых, алюминиевых и медных проводах не должно составлять ме- нее 4 и более 4,5, а зажимов типа СОАС-95-3 при соединении прово- дов марки АЖС 70/39 – менее 5 и более 5,5 витков.
При приемке в эксплуатацию ВЛ контролируется выборочно не ме- нее 2 % установленных зажимов каждого типоразмера.
Контроль затяжки болтов контактных соединений
Проверяется затяжка болтов контактных соединений, выполненных с применением соединительных плашечных, петлевых переходных, со- единительных переходных, ответвительных, аппаратных зажимов. Про- верка проводится в соответствии с инструкцией по монтажу зажимов.
Контроль сварных контактных соединений
Контроль проводится для:
а) контактных соединений проводов ВЛ и сборных соединительных шин РУ, выполненных с применением термитных патронов. В сварном соединении не должно быть:
пережогов наружного повива провода или нарушения сварки при перегибе сваренных концов провода;
усадочных раковин в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода из алюминия, сплавов или меди, глубиной более 6 мм – ста- леалюминиевого провода сечением 150–600 мм2;
б) контактных соединений жестких сборных и соединительных шин РУ. В сварном соединении не должно быть трещин, прожогов, кра- теров, непроваров сварного шва более 10 % его длины при глубине более 15 % толщины свариваемого металла; суммарное значение не- проваров, подрезов, газовых пор и вольфрамовых включений в швах свариваемых алюминиевых шин должно быть не более 15 % толщины свариваемого металла в каждом рассматриваемом сечении.
Системы возбуждения синхронных генераторов и синхронных компенсаторов
а) Общие положения.
Приводятся объем, нормы и периодичность испытаний основных устройств и аппаратов в составе систем возбуждения следующих типов:
систем тиристорного независимого возбуждения;
систем тиристорного самовозбуждения, в том числе резервных возбудителей;
систем бесщеточного возбуждения;
систем полупроводникового высокочастотного возбуждения (да- лее – систем ВЧ возбуждения);
систем с электромашинным коллекторным возбудителем, в том числе резервных возбудителей (далее – РВ).
Проверку и испытания автоматического регулятора возбуждения, резервного регулятора возбуждения, систем управления возбужде- нием, устройств защиты, диагностики, измерений и сигнализации следует выполнять в соответствии с технической документацией из- готовителя и типовыми методическими указаниями по наладке и ис- пытаниям СВ.
Контроль основных параметров и характеристик СВ проводится со- гласно 4.4.32 и технической документации изготовителя на конкретные СВ и отдельные устройства, входящие в состав СВ.
Измерение сопротивления и испытания электрической прочности изоляции
Перед проверкой состояния изоляции вторичной коммутации функ- циональных узлов СВ, а также силовой части тиристорных преобразо- вателей (далее – ТП) панели и блоки с микроэлектронной аппаратурой должны быть выдвинуты из разъемов, а все неотсоединенные эле-
менты, которые не рассчитаны на испытательное напряжение, – за- корочены.
Все высоковольтные испытания, как правило, проводятся после очистки от пыли и продувки сжатым воздухом в соответствии с ме- тодикой испытаний изготовителя и с применением заводских испыта- тельных приспособлений для закорачивания цепей, не рассчитанных на данные испытания.
Нормы, объемы испытаний и критерии оценки состояния изоляции оборудования каждого типа СВ приведены в таблице 4.4.62.
Состояние изоляции оценивается по величине сопротивления, измеряемого при температуре 10–30 °С, а также по способности вы- держивать приложенное испытательное напряжение частотой 50 Гц в течение 1 мин.
Испытания силового оборудования СВ повышенным напряжением частотой 50 Гц выполняются только при приемо-сдаточных испытаниях.
Проверка наличия цепи защитного заземления
Наличие цепи защитного заземления корпусов всех шкафов, пане- лей, блоков, защитных экранов, кожухов и ограждений элементов СВ проверяется омметром.
Величина сопротивления связи с контуром заземления R не нор- мируется, но не должна превышать 0,05 Ом.
Проверяются целостность проводников, соединяющих аппаратуру с контуром заземления, и надежность болтовых соединений.
Измерение сопротивления постоянному току
Измеряется сопротивление постоянному току обмоток трансфор- маторов и электрических машин в системах возбуждения. Измерения проводятся при установившейся температуре, близкой к температуре окружающей среды. Измеренное сопротивление для сравнения его с данными измерений изготовителя приводится к соответствующей температуре.
Нормы отклонений значений сопротивлений обмоток электриче- ских машин и аппаратуры приведены в таблице 4.4.63.
ТКП 339-2022 (33240)
242
Таблица 4.4.62 – Сопротивление изоляции и испытательное напряжение
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мегаомметра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
1. Тиристорный преобразователь (ТП) цепи ротора главного генератора в СТС, СТН: силовые токоведущие цепи преобразователей, связанные с тири- сторами защитные цепи, вторичные обмотки выходных трансформаторов системы управления и т.д.; примыкаю- щие к преобразователям отключенные разъединители (СТС), первичные
обмотки трансформаторов собственных нужд (СТС). В системах с водяным охлаждением ТП вода при испытаниях отсутствует
2500
5
0,8 испытательного на- пряжения ТП при испытании изготовителем, но не менее 0,8 испытательного напря- жения обмотки ротора при испытании изготовителем
Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП (первичных обмоток импульсных трансформа- торов СУТ, блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока
и т.д.), примыкающих к ТП силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд
в СТС, другой стороны разъединителей в СТС ряда модификаций).
Тиристоры (аноды, катоды, управ- ляющие электроды) при испытаниях должны быть закорочены, а блоки системы управления тиристорами СУТ выдвинуты из разъемов
2. Силовые элементы СТС, СТН, системы ВЧ возбуждения (источники пи- тания, преобразователи и т.д.) со всей присоединенной аппаратурой вплоть до выключателей ввода возбуждения либо до разъединителей выхода преобразо- вателей (схемы СВ без РВ):
243
ТКП 339-2022 (33240)
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мегаомметра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
– системы без водяного охлажде-
1000
1,0
1,0 кВ
Относительно корпуса
ния преобразователей и с водяным
охлаждением при незаполненной водой
системе охлаждения
– при заполненной водой (с удельным
1000
1,0
1,0 кВ
Блоки системы управления тиристора-
сопротивлением не менее 75 кОмсм)
ми выдвинуты
системе охлаждения ТП
3. Силовые цепи возбуждения генератора без обмотки ротора (после выключателя ввода возбуждения или разъединителей постоянного тока,
см. пункт 2): устройство АГП, разрядник, силовой резистор, шинопроводы и т.д. Цепи, подключенные к измеритель-
ным кольцам в БСВ (обмотка ротора отключена)
1000
1,0
0,8 испытательного напряжения ротора при ис- пытании изготовителем
Относительно земли
244
ТКП 339-2022 (33240)
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мегаомметра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
4. Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения возбудителя БСВ:
силовые токоведущие части, тиристоры и связанные с ними цепи (см. пункт 1). Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения ВГ СТН
1000
5,0
0,8 испытательного на- пряжения ТП при испытании изготовителем, но не менее 0,8 испытательного напря- жения обмотки возбуждения обращенного генератора или ВГ
Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП, не связан- ных с силовыми цепями (см. пункт 1).
При испытаниях ТП отключен по входу и выходу от силовой схемы; тиристоры (аноды, катоды, управляющие электро- ды) должны быть закорочены, а блоки СУТ выдвинуты из разъемов
5. Выпрямительная установка в системе ВЧ возбуждения
1000
5,0
0,8 испытательного на- пряжения выпрямительной установки при испытании из- готовителем, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора
Относительно корпуса. При испытани- ях выпрямительная установка отклю- чена от источника питания и обмотки ротора, шины питания и шины выхода (А, В, С, , –) объединены
6. Вспомогательный синхронный гене- ратор ВГ в СТН:
– обмотки статора
2500
Согласно 4.4.3.2
0,8 испытательного напряже- ния обмотки статора ВГ при испытании изготовителем,
но не ниже 0,8 испытатель- ного напряжения изготовите- ля обмотки ротора главного генератора
Относительно корпуса и между обмот- ками (фазами)
245
ТКП 339-2022 (33240)
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мегаомметра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
– обмотки возбуждения
1000
Согласно 4.4.3.2
0,8 испытательного напряже- ния обмотки возбуждения ВГ при испытании изготови- телем
Относительно корпуса
7. Индукторный генератор в системе ВЧ
1000
5,0
0,8 испытательного
Относительно корпуса и соединенных
возбуждения:
– рабочие обмотки (три фазы) и обмот-
ка последовательного возбуждения
напряжения обмоток при ис-
с ним обмоток независимого возбужде-
пытании изготовителем, но
ния, между обмотками
не ниже 0,8 испытательного
напряжения обмотки ротора
генератора
– обмотки независимого возбуждения
1000
5,0
0,8 испытательного на-
Относительно корпуса и между обмот-
пряжения обмоток при
ками независимого возбуждения
испытании изготовителем
8. Подвозбудитель в системе ВЧ воз- буждения
1000
5,0
0,8 испытательного на- пряжения при испытании изготовителем
Каждая фаза относительно других, соединенных с корпусом
9. Обращенный генератор совместно с вращающимся преобразователем
в БСВ:
246
ТКП 339-2022 (33240)
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мегаомметра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
– обмотки якоря совместно с вращаю-
1000
5,0
0,8 испытательного напря-
Относительно корпуса. Возбудитель
щимся преобразователем
жения обмотки якоря при
отсоединен от ротора генератора;
испытании изготовителем
вентили, RC-цепи или варисторы
зашунтированы (соединены , –,
шпильки переменного тока); подняты
щетки на измерительных контактных
кольцах
– обмотки возбуждения обращенного
500
5,0
0,8 испытательного напря-
Относительно корпуса. Обмотки воз-
генератора
жения обмотки возбуждения
буждения отсоединены от схемы
при испытании изготовите-
лем, но не менее 1,2 кВ
10. Обмотки выпрямительного транс-
2500
Согласно
0,8 испытательного напряже-
Относительно корпуса и между
форматора (ВТ) в СТС
4.4.6.2, а)
ния обмоток трансформатора
обмотками
при испытании изготовите-
лем; вторичные обмотки для
БСВ и ВГ – не менее 1,2 кВ
11. Обмотки ВТ в системах возбуждения ВГ (СТН) и БСВ
2500 – первич- ная обмотка 1000 – вторич- ная обмотка
Согласно 4.4.6.2, а)
0,8 испытательного напряже- ния обмоток трансформатора при испытании изготовите- лем; вторичные обмотки для БСВ и ВГ – не менее 1,2 кВ
247
ТКП 339-2022 (33240)
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мегаомметра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
12. Выпрямительные и последовательные трансформаторы СВ (СТС, СТН, БСВ). Изоляция активной стали, ярем, стяжных шпилек
1000–2500
2,0
1,0
Доступных стяжных шпилек относи- тельно ярем и активной стали, а также активной стали относительно ярем и корпуса
13. Обмотки последовательного транс- форматора в СТС
2500
2,0
0,8 испытательного напряжения обмоток при ис- пытании изготовителем
14. Коллекторный возбудитель и под- возбудитель:
1000–500
1000
1000
1,0
0,5
1,0
1,0
8,0Uном возбудителя генератора, но в пределах 1,2 кВ < Uи < 2,8 кВ
–
Относительно корпуса и бандажей
Относительно корпуса и бандажей
При заземленной обмотке якоря
цепи возбуждения коллекторного возбудителя (без обмоток возбудителя и ротора) со всей присоединенной аппаратурой
обмотки возбудителя и подвозбуди- теля
бандажи якоря и коллектора возбуди- теля и подвозбудителя
248
ТКП 339-2022 (33240)
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мегаомметра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
15. Токопроводы, связывающие ис- точники питания (ВГ в СТН, ВТ и ПТ в СТС, индукторный генератор в системе ВЧ возбуждения) с тиристорными или диодными преобразователями, токопро- воды постоянного тока:
2500
2500
10
5
0,8 испытательного напря- жения токопроводов при ис- пытании изготовителем
0,8 испытательного на- пряжения обмотки ротора при испытании изготови- телем
Относительно земли между фазами
Относительно земли между фазами
16. Цепи вторичной коммутации СВ, не связанные с силовыми токоведущими частями:
а) вторичные цепи ТП (первичные об- мотки выходных трансформаторов СУТ и связанные с ними цепи; вторичные обмотки индуктивных делителей тока и связанные с ними цепи; цепи контроля проводимости ветвей, перегорания предохранителей, температуры тири- сторов и т.п.)
1000
5
В соответствии с техни- ческой документацией изготовителя
Испытания проводятся относительно земли и между разнопотенциальными гальванически развязанными цепями
в соответствии с технической докумен- тацией изготовителя
без присоединенной аппаратуры
с присоединенной аппаратурой
ТКП 339-2022 (33240)
249
Окончание таблицы 4.4.62
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мегаомметра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
б) электрические цепи каркасов (кассет) межблочных соединений и соедине-
ний с внешними цепями (внутренний электромонтаж шкафов)
в) цепи ~380 В (от ТСН и от собствен- ных нужд электростанции); цепи
220 (110) В постоянного тока; цепи трансформаторов тока и напряжения
г) блоки и панель с электронной и
500–1000
1000
–
5
5
–
В соответствии с техни- ческой документацией изготовителя
1000 В
–
Согласно 4.4.26
Проверяется отсутствие замыкания
микропроцессорной аппаратурой
на корпус цепей внутреннего монтажа
с помощью высокоомного омметра и
наличия связи с корпусом защитных
внутриблочных экранов только в одной
точке
Таблица 4.4.63 – Нормы отклонений значений сопротивления постоянному току
Испытуемый элемент
Норма
Примечание
1. Обмотки возбуждения:
Значение измеренного сопротивления не должно отличаться более чем на 2 % от данных испытаний изготовителя
–
2. Обмотки трансформаторов:
Значение измеренного сопротивления не должно отличаться более чем на 2 % от данных испытаний изготовителя
–
3. Рабочие обмотки индукторных генераторов
Значения сопротивлений параллельных ветвей не должны отличаться друг от друга более чем на 15 %
–
4. Обмотка якоря возбудителя (между коллекторными пластинами), обмотки фаз вращающихся подвозбудителей
Значения измеренных сопротивлений не должны от- личаться друг от друга более чем на 10 %
Если схемой соедине- ний не обусловлено большее значение
5. Резисторы УГП, УЗП, УНВ, регули- ровочные реостаты возбуждения
Значения измеренных сопротивлений не должны отличаться от данных ис- пытаний изготовителя более чем на 10 %
коллекторного возбудителя
вспомогательного генератора в СТН
индукторного генератора в систе- ме ВЧ возбуждения
обращенного синхронного генерато- ра в системе БСН
выпрямительных в СТС, СТН, БСВ
последовательных в отдельных СТС
Проверка трансформаторов систем возбуждения
Проверяются выпрямительные и последовательные трансформа- торы, трансформаторы собственных нужд и начального возбуждения, измерительные трансформаторы напряжения и тока.
Объем и нормы проверки – в соответствии с 4.4.6–4.4.8.
Кроме того, для последовательных трансформаторов определя- ется зависимость между напряжениями на разомкнутых вторичных обмотках и током статора генератора U2п.т = (Iст).
Зависимость U2п.т = (Iст) определяется при снятии характеристик
трехфазного КЗ блока (генератора) до Iст. ном. Характеристики отдель- ных фаз (при однофазных последовательных трансформаторах) не должны различаться между собой более чем на 5 %.
Измерение воздушного зазора и определение характеристик коллекторного возбудителя
Измерения воздушного зазора между полюсами и якорем возбуди- теля в диаметрально противоположных точках проводятся под всеми полюсами. Результаты не должны отличаться друг от друга более чем на 5 % от среднего значения у возбудителей турбогенераторов мощ- ностью 300 МВт и более чем на 10 % – у возбудителей всех осталь- ных генераторов, если ТНПА не предусмотрены другие нормы.
Определение характеристик коллекторного возбудителя:
характеристика ХХ определяется до наибольшего (потолочного) значения, установленного изготовителем (испытания витковой изоля- ции в течение 5 мин);
снятие нагрузочной характеристики проводится при нагрузке воз- будителя на ротор генератора до величины не менее номинального тока возбуждения генератора.
Отклонение от данных испытаний изготовителя не нормируется. При испытаниях ХХ и под нагрузкой определяются пределы регу-
лирования напряжения возбудителя в соответствии с данными завод- ских испытаний и проектными расчетами.
При работе возбудителя под нагрузкой проверяется степень искре- ния щеток, установленных на коллекторе возбудителя (при номиналь- ном режиме степень искрения должна быть не выше 1,5, если другие данные не оговорены в технической документации изготовителя).
Определение характеристик индукторного генератора в системе высокочастотного возбуждения
Характеристики индукторного генератора определяются совмест- но с выпрямительной установкой возбуждения при отключенной об- мотке последовательного возбуждения.
Характеристика ХХ индукторного генератора совместно с выпря- мительной установкой (Uст , Uв.у (Iн.в), где Iн.в – ток в обмотке независи- мого возбуждения), определяемая до значения Uв.у, соответствующего удвоенному номинальному значению напряжения ротора, не должна отличаться от полученной при испытаниях изготовителем более чем на 5 %. Разброс напряжений между последовательно соединенными вентилями выпрямительной установки не должен превышать 10 % среднего значения.
Характеристика КЗ индукторного генератора совместно с выпря- мительной установкой также не должна отличаться более чем на 5 % от полученной при испытаниях изготовителем. При выпрямленном токе, соответствующем номинальному току ротора, разброс токов по парал-
лельным ветвям в плечах выпрямительной установки не должен превы- шать 20 % среднего значения.
Определяется также нагрузочная характеристика при работе на ро- тор до Ipxx [Ip (Iв.в)], соответствующего Uст. ген Uст. ном.
Определение внешней характеристики вращающегося подвозбудителя в системе высокочастотного возбуждения
При изменении нагрузки на подвозбудитель (нагрузкой являет- ся автоматический регулятор возбуждения) изменение напряжения подвозбудителя не должно превышать величину, указанную в техни- ческой документации изготовителя. Разность напряжений по фазам не должна превышать 10 %.
Проверка элементов обращенного синхронного генератора и вращающегося преобразователя
в БСВ
Измеряются сопротивления постоянному току переходных кон- тактных соединений вращающегося выпрямителя: сопротивление токопровода, состоящего из выводов обмоток и проходных шпилек, соединяющих обмотку якоря с предохранителями (при их наличии); сопротивление соединения вентилей с предохранителями; сопротив- ление самих предохранителей вращающегося преобразователя. Ре- зультаты измерений сравниваются с нормами, полученными при ис- пытаниях изготовителем.
Проверяются усилия затяжки вентилей, предохранителей, RC- цепей, варисторов и т.д. в соответствии с нормами, полученными при испытаниях изготовителем.
Измеряются обратные токи вентилей вращающегося преобразо- вателя в полной схеме с RC-цепями (либо варисторами) при напря- жении, равном повторяющемуся для данного класса. Токи не должны превышать допустимые значения, указанные в технической докумен- тации изготовителя на системы возбуждения.
Определение характеристик обращенного генератора и вращающегося выпрямителя
Характеристики обращенного генератора и вращающегося выпря- мителя определяются в режимах трехфазного КЗ генератора (блока), а также проверяется точность измерения тока ротора.
Измеряются ток статора Iст, ток возбуждения возбудителя Iв.в, на- пряжение ротора Up, определяется соответствие полученным при ис- пытаниях изготовителем характеристик возбудителя Up (Iв.в). По из- меренным токам статора и характеристике КЗ генератора Iст (Iр), полученной при испытаниях изготовителем, определяется правиль-
ность настройки датчиков тока ротора. Отклонение измеренного с по- мощью датчика типа ДТР-II тока ротора (тока выхода БСВ) не должно превышать 10 % расчетного значения тока ротора.
Проверка тиристорных преобразователей СТС, СТН, БСВ
Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжени- ем изоляции проводятся в соответствии с таблицей 4.4.62.
Проводятся гидравлические испытания повышенным давлением воды ТП с водяной системой охлаждения. Величина давления и вре- мя его воздействия должны соответствовать нормам изготовителей на каждый тип преобразователя. Выполняется повторная проверка изоляции ТП после заполнения дистиллятом в соответствии с табли- цей 4.4.62. При приемо-сдаточных испытаниях проверяется соответ- ствие комплектности тиристоров нумерации протокола изготовителя с указанием для каждого тиристора, в том числе из ЗИП, прямого им- пульсного падения напряжения U, В (разница U для тиристоров одно- го плеча не должна превышать 0,05 В или значения, указанного в ТУ на СВ). Выполняется проверка усилий зажатия тиристоров с помощью специальных приспособлений и ключа-динамометра в соответствии с технической документацией изготовителя.
Проверяется отсутствие пробитых тиристоров, поврежденных RC- цепей. Проверка выполняется с помощью омметра. Проверка тири- сторов при напряжении, равном повторяющемуся для данного класса (измерение обратных и прямых токов утечки), должна проводиться, если иное не оговорено в документации изготовителя на СВ, только в отдельных случаях (нарушение инструкции хранения тиристоров; проверка поврежденных тиристоров при групповом пробое; участив- шиеся случаи перегорания предохранителей в цепи тиристоров; на- рушение норм распределения токов или обратных напряжений между тиристорами ТП и т.п.).
Проверяется целостность параллельных ветвей плавкой вставки каждого силового предохранителя путем измерения сопротивления постоянному току.
Проверяются состояние изоляции системы управления тиристо- рами, состояние электролитических конденсаторов в СУТ специаль- ным прибором без выпаивания их из схемы, диапазон регулирования выпрямленного напряжения при воздействии на СУТ. Определяются параметры импульсов управления, отсутствие ложных импульсов на управляющих электродах тиристоров.
Проверяется ТП при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора. Проверка выполняется в следующем объеме:
распределение токов между параллельными ветвями плеч пре- образователей; отклонение значений токов в ветвях от среднеариф- метического значения тока ветви должно быть не более 10 %;
распределение обратных напряжений между последовательно включенными тиристорами с учетом коммутационных перенапряже- ний; отклонение мгновенного значения обратного напряжения от сред- него на тиристоре ветви не должно быть более 20 %;
распределение тока между параллельно включенными преобра- зователями; токи не должны отличаться более чем на 10 % от сред- него расчетного значения тока через преобразователь;
распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных ТП; отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч не должно быть более 20 %.
Проверка выпрямительной диодной установки в системе высокочастотного возбуждения
Проверка проводится при работе генератора в номинальном режи- ме с номинальным током ротора. Определяются:
распределение тока между параллельными ветвями плеч; откло- нение от среднего расчетного значения не должно превышать 20 %;
распределение обратных напряжений по последовательно вклю- ченным вентилям; отклонение от среднего не должно превышать 20 %.
Проверка коммутационной аппаратуры, силовых резисторов, аппаратуры питания СУВ и схемы начального возбуждения
а) Силовые сопротивления самосинхронизации (защиты ротора от перенапряжений), устройства гашения поля, цепи начального воз- буждения, регулировочные сопротивления (ЭМК).
При приемо-сдаточных испытаниях проводятся проверка с механи- ческой ревизией, продувка и чистка опорных изоляторов, измерение полного сопротивления и сопротивления отдельных секций постоян- ному току, проверка состояния изоляции в соответствии с таблицами 4.4.62 и 4.4.63.
б) Силовые выключатели и разъединители в цепи вход – выход СВ, в цепи рабочего и резервного возбудителей; АГП и выключатели (контакторы) УГП ТГ и ВГ; выключатели (контакторы) в цепи сопро- тивления, шунтирующего обмотку ротора (УЗП); контакторы цепи на- чального возбуждения и другие контакторы СВ.
При приемо-сдаточных испытаниях проводится проверка и ре- гулировка механической части в полном объеме, соответствующем инструкциям изготовителя (регулировка зазоров, люфтов, усилий пру- жин и т.п.); проверка переходных сопротивлений главных контактов; многократное включение при 0,9 Uном и отключение (не менее пяти
раз) при 0,8 Uном оперативного тока; для АГП выполняется проверка сопротивлений шунтирующих промежутков в дугогасительной камере, отсутствие короткозамкнутых промежутков, проверка правильности направления магнитного дутья.
в) Релейно-контакторная аппаратура в цепях защиты, управления и сигнализации СВ, цепи тока и напряжения, автоматы цепей опера- тивного тока.
При приемо-сдаточных испытаниях проводится поэлементная про- верка в соответствии с действующими ТНПА и технической докумен- тацией (типовыми инструкциями) на СВ.
Проверка разрядников и пробивных предохранителей в устройствах защиты
от перенапряжений цепей систем возбуждения и ротора
В установках СВ (СТС, БСВ) с напряжением сетевой обмотки трансформатора ПТ выше 1000 В на стороне вентильной обмотки сети с изолированной нейтралью, от которой питается тиристорный преобразователь, устанавливаются пробивные предохранители, по- этому при приемо-сдаточных испытаниях проводятся:
а) проверка исправности предохранителя: целостности фарфо- ра, резьбовых соединений и крепления, качества заземления (связь с контуром), чистоты разрядной поверхности электродов, целостности и толщины слюдяной прокладки в соответствии с классом напряжения защищаемой сети, совпадения отверстий в слюдяных дисках (если их два и более). У собранного предохранителя измеряется сопротивле- ние изоляции разрядного промежутка мегаомметром 500 В (250 В), Rиз должно быть не менее 5 МОм;
б) определение пробивного напряжения Uпробоя в соответствии
с классом напряжения защищаемой сети и технической документаци- ей изготовителя, при этом Uпробоя должно быть не более 70 % испы- тательного напряжения обмотки ротора, полученного при испытаниях изготовителем. Для пробивных предохранителей со слюдяными дис- ками и воздушным промежутком, если напряжение пробоя соответ- ствует расчетному, то после снижения до нуля его повышают до 0,75 Uпробоя. Если при этом не наступает пробой, то измеренное сопротивле- ние Rиз должно быть больше 0,7Rиз до пробоя.
При приемо-сдаточных испытаниях проводится также проверка
разрядника многократного или однократного действия, установленно- го для защиты ротора в УЗП, которая осуществляется в соответствии с технической документацией на СВ изготовителя, при этом пробив- ное напряжение разрядника не должно превышать 70 % испытатель- ного напряжения обмотки ротора при испытании изготовителем.
Тепловой контроль элементов систем возбуждения Измерения выполняются после включения СВ под нагрузку. Измеряется температура силовых тиристоров, диодов, предохра-
нителей, шин и других элементов преобразователей и шкафов, в кото-
рых они расположены.
Температуры элементов не должны превышать допустимые техни- ческой документацией изготовителя.
При проверке рекомендуется применение тепловизоров. Допуска- ется применение пирометров.
Проверка систем возбуждения при комплексных испытаниях совместно с синхронным генератором (компенсатором), работающим на холостом ходу
В объем проверок при приемо-сдаточных испытаниях входят:
а) проверка режима начального возбуждения. Процесс осцилло- графируется;
б) проверка пределов регулирования напряжения и плавности ре- гулирования во всем диапазоне. При этом должны обеспечиваться диапазон и плавность регулирования возбуждения:
для СК – от максимально допустимого отрицательного тока возбуждения (реверсивные СВ) или от нуля (нереверсивные СВ) до 1,1 номинального значения положительного тока возбуждения (при работе в сети);
для ТГ и ГГ, работающих на ХХ, – от 0,8Uном до 1,1Uном статора СГ при воздействии на уставку АРВ, от 0,2Uном до 1,1Uном статора СГ при воздействии на контрольный выход АРВ или устройство ручно- го управления, если не указаны другие требования в ТУ на данный тип СВ.
Для СВ типа СТС проверка пределов регулирования в диапазоне 0,2–1,1Uном осуществляется обеспечением ТП питанием от собствен- ных нужд электростанции:
а) проверка устойчивости (для регуляторов сильного действия и областей устойчивости) работы системы регулирования возбужде- ния при работе с основным и резервным регулятором (каналом);
б) проверка переходов с основного регулятора (канала) на резерв- ный и обратно. Процесс осциллографируется;
в) проверка переходов в режим фиксированной рабочей точки (если в схеме предусмотрено РТХХ) отключением и включением АРВ при выведенном из работы резервном регуляторе. Процесс осцилло- графируется;
г) проверка режимов гашения поля при работе с основным и ре- зервным регуляторами (инвертирование, АГП) с осциллографирова-
нием процессов гашения; при испытаниях генератора (ХХ, КЗ, защи- ты) – проверка режимов гашения поля при Iст.ном в режиме КЗ и при Uст.ном в режиме ХХ;
д) проверка правильности работы СВ при переводах возбужде- ния турбогенератора на резервный возбудитель и обратно. Процесс осциллографируется. Переводы не рекомендуется проводить, если рабочий и резервный возбудители представляют собой полупрово- дниковые преобразователи с поданным на них питанием от двух не- синхронных источников напряжений (СТС и СТС-Р).
Проверка систем возбуждения при комплексных испытаниях совместно с синхронным генератором (компенсатором), работающим в сети
В объем проверок при приемо-сдаточных испытаниях входят:
а) проверка регулирования напряжения в схеме точной ручной и автоматической синхронизации при включении генератора в сеть;
б) проверка плавности и пределов регулирования возбуждения при наборе и разгрузке генератора по реактивной мощности во всем диапазоне, предусмотренном изготовителем, диаграммой мощности генератора, если нет других ограничений по условиям энергосистемы; в) проверка характеристик всех датчиков и преобразователей, вхо- дящих в состав СВ, при изменении нагрузки генератора от минималь-
ного до номинального режима;
г) проверка соответствия требуемым нормам токораспределения между параллельно работающими ветвями при номинальном токе ро- тора;
д) проверка работы СВ при имитации неисправностей отдельных элементов (если в схеме предусматривается внутреннее резервиро- вание этих элементов) и автоматического вступления ограничителей по току ротора, реактивной мощности СГ (СК);
е) проверка устойчивости работы системы регулирования воз- буждения при различных ступенях активной нагрузки при 0,2; 0,6; 0,8; 1,0Рном;
ж) проверка устройств ограничения перегрузки по току ротора (да-
лее – УОП) и ограничения минимального возбуждения, их статических и динамических характеристик во всем диапазоне;
з) определение контрольной регулировочной характеристики СВ при близкой к Рном активной мощности и изменении реактивной от Qmin до Qmax, проверка соответствия требуемому значению коэффициен- тов усиления;
и) проверка отсутствия толчков при переходах с основного регу- лятора возбуждения (АРВ) на резервный (РРВ) или ручное регулиро- вание и обратно (с основного канала на резервный и обратно), с ра-
бочего на резервный возбудитель и обратно, проверка правильности действия при этом автоматики, блокировок, сигнализации. Процесс перехода осциллографируется;
к) проверка при нулевом выходе работающего АРВ правильности настройки «фиксированной рабочей точки при работе в сети» (если предусмотрена в схеме);
л) проверка статизма регулирования напряжения на шинах высо- кого напряжения электростанции и согласование характеристик па- раллельно работающих генераторов;
м) проверка работы СВ в течение 48 ч при близких к номинальным нагрузках;
н) опыт искусственной форсировки при Рг Ргном и проверка дина- мических характеристик СВ, предельного уровня Uвфорс, Iвфорс, правиль- ности работы УОП (для головного образца СВ обязательно, а для се- рийных – по требованию заказчика).
Резисторы заземления нейтрали
Измерение изоляции резистора
Значение сопротивления изоляции резистора Rиз, измеренное при помощи мегаомметра на напряжение 2500 В, должно быть не ме- нее 2 МОм.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание проводится напряжением 24 кВ для сети 10 кВ и напря- жением 18 кВ для сети 6 кВ. Длительность испытания – 1 мин.
Определение сопротивления постоянному току
Сопротивление резистора не должно отличаться более чем на ±10 % от полученного при испытаниях изготовителем.
Класс точности применяемых приборов – 0,5.
ТОКОПРОВОДЫ И ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Токопроводы напряжением до 35 кВ
Область применения
Подраздел 5.1 распространяется на токопроводы пере- менного и постоянного тока напряжением до 35 кВ. Дополнительные требования к токопроводам, устанавливаемым во взрывоопасных
и пожароопасных зонах, приведены в [8] (главы 7.3 и 7.4). Требования настоящего раздела не распространяются на специальные токопрово- ды для электролизных установок, короткой сети электротермических установок, а также на токопроводы, устройство которых определяется специальными правилами или нормами.
В зависимости от вида проводников токопроводы подраз- деляются на гибкие (при использовании проводов) и жесткие (при ис- пользовании жестких шин).
Жесткий токопровод до 1 кВ заводского изготовления, поставляе- мый комплектными секциями, называется шинопроводом.
Жесткие токопроводы до 1 кВ по назначению подразделя- ются на:
магистральные, предназначенные в основном для присоедине- ния к ним распределительных шинопроводов и силовых распредели- тельных пунктов, щитов и отдельных мощных электроприемников;
распределительные, предназначенные в основном для присо- единения к ним электроприемников;
троллейные, предназначенные для питания передвижных элек- троприемников;
осветительные, предназначенные для питания светильников и электроприемников небольшой мощности.
Общие требования
В сетях 6–35 кВ промышленных предприятий для передачи в одном направлении мощности более 15–20 МВ·А при напряжении 6 кВ, более 25–35 МВ·А при напряжении 10 кВ и более 35 МВ·А при на- пряжении 35 кВ следует применять, как правило, гибкие или жест- кие токопроводы преимущественно перед линиями, выполненными из большого числа параллельно прокладываемых кабелей.
Открытую прокладку токопроводов следует применять во всех слу- чаях, если она возможна по условиям генерального плана объекта электроснабжения и окружающей среды.
В местах, где в воздухе содержатся химически активные вещества, воздействующие разрушающе на токоведущие части, под- держивающие конструкции и изоляторы, токопроводы должны иметь соответствующее исполнение или должны быть приняты другие меры их защиты от указанных воздействий.
Расчет и выбор проводников, изоляторов, арматуры, кон- струкций и аппаратов токопроводов следует проводить в соответствии с [8] (глава 1.4) как по нормальным условиям работы (соответствие рабочему напряжению и току), так и по условиям работы при КЗ.
Токоведущие части должны иметь обозначение и расцветку в соответствии с требованиями 4.1.
Токоведущие части токопроводов следует выполнять, как правило, из алюминиевых, сталеалюминиевых и стальных прово- дов, труб и шин профильного сечения.
В начале и в конце токопровода, а также в промежуточных точках следует предусматривать стационарные заземляющие ножи или устройства для присоединения переносных заземлений. Число промежуточных точек заземлений должно выбираться таким, что- бы наведенное от соседних токопроводов при КЗ напряжение меж- ду двумя соседними точками установки заземлений не превышало 250 В (см. 6.2.2.12).
Механические нагрузки на токопроводы, а также расчетные температуры окружающей среды следует определять в соответствии с требованиями 6.2.3.5–6.2.3.7.
Компоновка и конструктивное выполнение токопроводов должны предусматривать возможность удобного и безопасного про- ведения монтажных и ремонтных работ.
Токопроводы выше 1 кВ на открытом воздухе должны быть защищены от грозовых перенапряжений в соответствии с требования- ми 6.2.8.4 и 6.2.9.5. В токопроводах переменного тока с симметричной нагрузкой при токе 1 кА и более рекомендуется, а при токе 1,6 кА и бо- лее следует предусматривать меры по снижению потерь электроэнер- гии в шинодержателях, арматуре и конструкциях от воздействия МП.
При токах 2,5 кА и более должны быть, кроме того, предусмотре- ны меры по снижению и выравниванию индуктивного сопротивления (например, расположение полос в пакетах по сторонам квадрата, применение спаренных фаз, профильных шин, круглых и квадратных полых труб, транспозиции). Для протяженных гибких токопроводов рекомендуется также применение внутрифазных транспозиций, коли- чество которых должно определяться расчетным путем в зависимости от длины токопровода.
При несимметричных нагрузках значение тока, при котором необ- ходимо предусматривать меры по снижению потерь электроэнергии от воздействия МП, должно в каждом отдельном случае определяться расчетом.
В случаях, если изменение температуры, вибрация транс- форматоров, неравномерная осадка здания и т.п. могут повлечь за со- бой опасные механические напряжения в проводниках, изоляторах или других элементах токопроводов, следует предусматривать меры к устранению этих напряжений (компенсаторы или подобные им при- способления). На жестких токопроводах компенсаторы должны уста-
навливаться также в местах пересечений с температурными и осадоч- ными швами зданий и сооружений.
Неразъемные соединения токопроводов рекомендуется выполнять при помощи сварки. Для соединения ответвлений с гиб- кими токопроводами допускается применение прессуемых зажимов.
Соединения проводников из разных материалов должны выпол- няться так, чтобы была предотвращена коррозия контактных поверх- ностей.
Выбор сечения токопроводов выше 1 кВ по длительно допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах следу- ет проводить с учетом ожидаемого роста нагрузок, но не более чем на 25–30 % выше расчетных.
Для токопроводов, выполняемых с применением неизо- лированных проводов, длительно допустимые токи следует опреде- лять в соответствии с [8] (глава 1.3) с применением коэффициента 0,8 при отсутствии внутрифазной транспозиции проводов, 0,98 – при ее наличии.
Токопроводы напряжением до 1 кВ
Места ответвлений от токопроводов должны быть доступны для обслуживания.
В производственных помещениях токопроводы исполнения IP00 следует располагать на высоте не менее 3,5 м от уровня пола или площадки обслуживания, а токопроводы исполнения до IP31 – не менее 2,5 м.
Высота установки токопроводов исполнения IP20 и выше с изоли- рованными шинами, а также токопроводов исполнения IP40 и выше не нормируется. Не нормируется также высота установки токопрово- дов любого исполнения при напряжении сети 42 В и ниже переменного тока и 110 В и ниже постоянного тока.
В помещениях, посещаемых только квалифицированным обслу- живающим персоналом (например, в технических этажах зданий и т.п.), высота установки токопроводов исполнения IP20 и выше не нормируется.
В электропомещениях промышленных предприятий высота уста- новки токопроводов исполнения IP00 и выше не нормируется. Места, где возможны случайные прикосновения к токопроводам исполнения IP00, должны быть ограждены.
Токопроводы должны иметь дополнительную защиту в местах, где возможны механические повреждения.
Токопроводы и ограждения, размещаемые над проходами, должны быть установлены на высоте не менее 1,9 м от пола или площадки обслуживания.
Сетчатые ограждения токопроводов должны иметь сетку с ячейка- ми не более 2525 мм.
Конструкции, на которые устанавливают токопроводы, должны быть выполнены из несгораемых материалов и иметь предел огне- стойкости не менее 0,25 ч.
Узлы прохода токопроводов через перекрытия, перегородки и сте- ны должны исключать возможность распространения пламени и дыма из одного помещения в другое.
Расстояние от токоведущих частей токопроводов без обо- лочек (исполнение IP00) до трубопроводов должно быть не менее 1 м, а до технологического оборудования – не менее 1,5 м.
Расстояние от шинопроводов, имеющих оболочки (исполнение IP21; IP31; IP51; IP65), до трубопроводов и технологического оборудо- вания не нормируется.
Расстояние в свету между проводниками разных фаз или по- люсов токопроводов без оболочек (IP00) и от них до стен зданий и за- земленных конструкций должно быть не менее 50 мм, а до сгораемых элементов зданий – не менее 200 мм.
Коммутационная и защитная аппаратура для ответвле- ний от токопроводов должна устанавливаться непосредственно на токопроводах или вблизи пункта ответвления в соответствии с [8] (пункт 3.1.16). Эта аппаратура должна быть расположена и ограждена так, чтобы исключалась возможность случайного прикосновения к ча- стям, находящимся под напряжением. Для оперативного управления с уровня пола или площадки обслуживания аппаратами, установлен- ными на недоступной высоте, должны быть предусмотрены соответ- ствующие устройства (тяги, тросы). Аппараты должны иметь разли- чимые с пола или площадки обслуживания признаки, указывающие положение аппарата (включено, отключено).
Для токопроводов следует применять изоляторы из несго- раемых материалов (фарфор, стеатит и т.п.).
По всей трассе токопроводов без защитных оболочек (IP00) через каждые 10–15 м, а также в местах, посещаемых людьми (поса- дочные площадки для крановщиков и т.п.), должны быть установлены предупреждающие плакаты по технике безопасности.
Должны быть предусмотрены меры (например, изоляци- онные распорки) для предотвращения недопустимого сближения проводников фаз между собой и с оболочкой токопровода при про- хождении токов КЗ.
На токопроводы в крановых пролетах распространяются следующие дополнительные требования:
неогражденные токопроводы без защитных оболочек (IP00), прокладываемые по фермам, следует размещать на высоте не ме- нее 2,5 м от уровня настила моста и тележки крана; при прокладке токопроводов ниже 2,5 м, но не ниже уровня нижнего пояса фермы перекрытия должны быть предусмотрены ограждения от случайного прикосновения к ним с настила моста и тележки крана на всем протя- жении токопроводов. Допускается устройство ограждения в виде на- веса на самом кране под токопроводом;
участки токопроводов без защитных оболочек (IP00) над ремонт- ными загонами для кранов должны иметь ограждения, предотвраща- ющие прикосновение к токоведущим частям с настила тележки крана. Ограждение не требуется, если токопровод расположен над этим на- стилом на уровне не менее 2,5 м или если в этих местах применяются изолированные проводники; в последнем случае наименьшее рассто- яние до них определяют, исходя из ремонтных условий. При работе двух и более кранов на общих рельсовых путях следует руководство- ваться [8] (пункт 5.4.16);
прокладка токопроводов под краном без применения специаль- ных мер защиты от механических повреждений допускается в мертвой зоне крана. Предусматривать специальные меры защиты от механи- ческих повреждений не требуется для шинопроводов в оболочке лю- бого исполнения на ток до 630 А, расположенных вблизи технологиче- ского оборудования вне мертвой зоны крана.
Токопроводы напряжением выше 1 кВ
В производственных помещениях допускается применение токопроводов исполнения IР41 и выше. Токопроводы должны быть расположены от уровня пола или площадки обслуживания на высоте не менее 2,5 м.
Для передачи мощности в одном направлении в сетях 6–35 кВ промышленных предприятий следует, как правило, применять гибкие или жесткие токопроводы вместо линий, выполненных из боль- шого числа параллельно прокладываемых кабелей. Токопровод пред- почтителен при передаче мощности:
более 15–20 МВ·А – при напряжении 6 кВ;
более 25–35 МВ·А – при напряжении 10 кВ;
35 МВ·А – при напряжении 35 кВ.
При размещении токопроводов в туннелях и галереях должны быть выполнены требования 6.2.5.7, а также следующие требования:
ширина коридоров обслуживания токопроводов, не имеющих оболочки (IP00), должна быть не менее 1 м – при одностороннем расположении и не менее 1,2 м – при двустороннем расположении. При длине токопровода более 150 м ширина коридора обслуживания как при одностороннем, так и при двустороннем обслуживании обору- дования должна быть увеличена по сравнению с приведенной не ме- нее чем на 0,2 м;
высота ограждения токопроводов, не имеющих оболочки, от уровня пола должна быть не менее 1,7 м;
в начале и в конце токопровода, а также в промежуточных точках следует предусматривать стационарные заземляющие ножи или устройства для присоединения переносных заземлений. Число мест установки переносных заземлений должно быть таким, чтобы на- веденное от соседних токопроводов при КЗ напряжение между двумя соседними точками установки заземлений не превышало 250 В.
В туннелях и галереях, где размещены токопроводы, долж- но быть выполнено освещение в соответствии с [8] (раздел 6). Осве- щение туннелей и галерей должно питаться от двух источников с че- редованием присоединений ламп к обоим источникам.
Там, где прокладываются токопроводы без оболочек (IP00), осве- тительная арматура должна быть установлена так, чтобы было обес- печено безопасное ее обслуживание. В этом случае осветительная электропроводка в туннелях и галереях должна быть экранирована (кабели с металлической оболочкой, электропроводки в стальных тру- бах и др.).
При выполнении туннелей и галерей для токопроводов должны быть соблюдены следующие требования:
сооружения должны выполняться из несгораемых материалов. Несущие строительные конструкции из железобетона должны иметь предел огнестойкости не менее REI45, а из стального проката – не ме- нее REI15;
вентиляция должна быть выполнена так, чтобы разность тем- ператур входящего и выходящего воздуха при номинальной нагрузке не превышала 15 °С. Вентиляционные отверстия должны быть закры- ты жалюзи или сетками и защищены козырьками;
внутреннее пространство туннелей и галерей не должно пере- секаться какими-либо трубопроводами;
туннели и галереи токопроводов должны быть оборудованы устройствами связи. Аппаратура средств связи и места ее установки должны определяться при конкретном проектировании.
На открытом воздухе могут применяться токопроводы всех исполнений (см. 5.1.4.2), защита от грозовых перенапряжений выпол- няется в соответствии с 6.2.8.2, 6.2.9.5 и [9].
Гибкие токопроводы напряжением выше 1 кВ
Гибкие токопроводы на открытом воздухе должны прокла- дываться на самостоятельных опорах. Совмещенная прокладка токо- проводов и технологических трубопроводов на общих опорах не до- пускается.
Расстояние между проводами расщепленной фазы реко- мендуется принимать равным не менее чем шести диаметрам при- меняемых проводов.
Расстояние между токоведущими частями и от них до за- земленных конструкций, зданий и других сооружений, а также до по- лотна автомобильной или железной дороги должно приниматься со- гласно требованиям 5.3.
Сближение токопроводов со зданиями и сооружениями, имеющими взрывоопасные помещения, а также со взрывоопасными наружными установками должно выполняться в соответствии с [8] (глава 7.3).
Проверку расстояний от токопроводов до пересекаемых сооружений следует производить с учетом дополнительных весовых нагрузок на провода от междуфазных и внутрифазных распорок и воз- можной максимальной температуры провода в послеаварийном режи- ме. Максимальная температура при работе токопровода в послеава- рийном режиме принимается равной 70 °С.
Располагать фазы цепи протяженного токопровода реко- мендуется по вершинам равностороннего треугольника.
Конструкция протяженного токопровода должна предусма- тривать возможность применения переносных заземлений, позволяю- щих безопасно выполнять работы на отключенной цепи.
Число мест установки переносных заземлений выбирается по 5.1.2.6.
При расчете проводов гибких токопроводов необходимо ру- ководствоваться следующими требованиями:
тяжение и напряжение в проводах при различных сочетаниях внешних нагрузок должны приниматься в зависимости от допустимого нормативного тяжения на фазу, обусловленного прочностью применя- емых опор и узлов, воспринимающих усилия.
Нормативное тяжение на фазу следует принимать, как правило, не более 9,8 кН (10 тс);
должны учитываться дополнительные весовые нагрузки на про- вода от междуфазных и внутрифазных распорок;
давление ветра на провода должно определяться по методике, изложенной в 5.3.5.15.
Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ
Область применения
Подраздел 5.2 распространяется на воздушные линии элек- тропередачи переменного тока напряжением до 1 кВ, выполняемые с применением самонесущих изолированных и неизолированных про- водов.
Дополнительные требования к ВЛ до 1 кВ приведены в 5.3 и [8] (главы 6.3, 7.7).
Кабельные вставки в ВЛ до 1 кВ и кабельные ответвления от таких ВЛ должны выполняться в соответствии с [8] (пункт 2.3) с учетом дей- ствующих ТНПА.
Подвеска с помощью линейной арматуры проводов линий связи (в том числе волоконно-оптических), установка оборудования и аппа- ратуры связи на опорах ВЛ до 1 кВ должны производиться в соответ- ствии с требованиями действующих ТНПА.
При возведении (реконструкции) ВЛ должны выполняться с при- менением самонесущих изолированных проводов.
Воздушные сети наружного освещения рекомендуется вы- полнять с использованием СИП.
Состояние ВЛ в расчетах механической части:
нормальный режим – режим при необорванных проводах;
аварийный режим – режим при оборванных проводах;
монтажный режим – режим в условиях монтажа опор и проводов. Механический расчет ВЛ до 1 кВ в аварийном режиме не прово-
дится.
Общие требования
Применяемые на ВЛ до 1 кВ конструкции (стойки опор, ме- таллические конструкции и т.д.), арматура, оборудование, аппаратура, неизолированные и самонесущие изолированные провода и матери- алы должны соответствовать требованиям государственных стандар- тов, технических условий (согласованных с ГПО «Белэнерго») и дру- гих ТНПА, утвержденных в установленном порядке.
Провода и арматура по нормированным, гарантированным и расчетным характеристикам должны соответствовать условиям ра- боты ВЛ до 1 кВ.
Все конструктивные элементы ВЛ до 1 кВ должны быть стойкими к воздействию климатических факторов внешней среды (для условий Республики Беларусь) и защищены от их воздействия (ме-
таллические конструкции, узлы крепления, бандажи и т.п. на опорах должны быть защищены от коррозии).
Механический расчет элементов ВЛ должен производиться в соответствии с методами, изложенными в 5.3.5–5.3.8.
ВЛ должны размещаться так, чтобы опоры не загораживали входы в здания и въезды во дворы и не затрудняли движение транс- порта и пешеходов. В местах, где имеется опасность наезда транс- порта (у въездов во дворы, вблизи съездов с дорог, при пересечении дорог и т.п.), опоры должны быть защищены от наезда (отбойными тумбами или другими сооружениями); допускается нанесение на опо- ры наклонных черно-белых полос.
К опорам ВЛ, на которых размещаются соединительные муфты оп- тического кабеля (ОК), в любое время года должен быть обеспечен подъезд специальных транспортных средств со сварочным и измери- тельным оборудованием.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
На опорах ВЛ на высоте не менее 1,5 м от земли должны быть установлены (нанесены): номер линии – на первой от ПС опоре; порядковый номер опоры; год установки опоры (наносится на конце- вых и ответвительных опорах); плакаты, на которых указаны расстоя- ния от опоры ВЛ до кабельной линии связи (на опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры ВЛ до кабелей связи).
На опорах при размещении на них соединительных муфт ОК на вы- соте 2,0–2,5 м должны быть нанесены следующие постоянные знаки:
условное обозначение ВОЛС;
номер соединительной муфты.
На ВЛ и ответвлениях от ВЛ могут предусматриваться пун- кты секционирования и устройства с защитными аппаратами.
На опорах ВЛ с ответвлением к вводу может устанавливать- ся выносной щиток учета с защитными аппаратами и приборами учета электроэнергии.
Климатические условия
Для расчета ВЛ до 1 кВ в нормальном режиме должны при- ниматься климатические условия как для ВЛ до 20 кВ в соответствии с 5.3.5. При этом следует принимать при расчете:
по 5.3.5.15: Сх 1,1 – для СИП, свободных или покрытых голо- ледом;
– по 5.3.5.17 и 5.3.5.18:
nw n г 0,8 – для одноцепных ВЛ;
nw n г 0,9 – для одноцепных ВЛ с подвеской на опорах ПВ;
nw 1,0 и n г 1,2 – для двухцепных и многоцепных ВЛ, а также при подвеске на опорах ВЛ самонесущего неметаллического оптиче- ского кабеля;
p 1,0 и К1 1,0 – во всех случаях.
Расчет длины пролета ответвления от ВЛ к вводу по 5.2.4.9 должен выполняться в гололедном режиме для двух слу- чаев:
направление ветра – под углом 90° к оси ВЛ, провода ВЛ покры- ты гололедом с толщиной стенки bэ, толщина стенки гололеда на про- водах ответвления bo 0,5bэ;
направление ветра – вдоль ВЛ (угол 0°), толщина стенки гололе- да на проводах ответвления bo bэ.
При этом в обоих случаях следует учитывать редукцию тяжения проводов ответвления при отклонении верха опоры.
Провода, линейная арматура
На ВЛ рекомендуется применять самонесущие изолирован- ные провода (СИП).
СИП должны относиться к категории защищенных, иметь изоля- цию из трудносгораемого светостабилизированного материала, стой- кого к ультрафиолетовому излучению и воздействию озона.
Основные технические требования СИП: а) материал изоляции – сшитый полиэтилен;
б) цвет изоляции – черный;
в) конструктивное исполнение несущего элемента:
с неизолированной нулевой несущей жилой;
с изолированной нулевой несущей жилой;
без отдельного несущего элемента (нулевой несущей жилы). Не- сущим элементом являются скрученные в жгут основные изолирован- ные токопроводящие жилы (фазные и PEN-проводник) одинакового сечения;
г) основные и вспомогательные жилы для цепей освещения долж- ны быть скручены из алюминиевых круглых проволок, иметь круглую форму и быть уплотненными.
Прочность при растяжении алюминиевых проволок до их скрутки в жилу должна быть не менее 120 Н/мм2;
д) нулевая несущая жила1 должна быть скручена из круглых прово- лок алюминиевого сплава.
Прочность при растяжении проволок из алюминиевого сплава до скрутки в жилу должна быть не менее 295 Н/мм2, относительное удлинение при разрыве – не менее 4 %, модуль упругости – не ме-
1 По ГОСТ 31946.
нее 62·103 Н/мм2, коэффициент линейного расширения – не более 23·10–6 °С–1.
Допускается применение многопроволочного сталеалюминевого провода;
е) СИП должны иметь четкую маркировку, устойчивую к воздей- ствию солнечного излучения.
Допускается применение конструкций СИП, отличных от указанных в 5.2.4.2, при обязательном соблюдении 5.2.2.1 и 5.2.2.2.
По условиям механической прочности на магистралях ВЛ, на линейном ответвлении от ВЛ и на ответвлениях к вводам следует применять провода с минимальными сечениями, указанными в табли- цах 5.2.1 и 5.2.2.
Таблица 5.2.1 – Минимально допустимые сечения самонесущих изолированных проводов
Нормативная толщина стенки гололеда, bэ, мм
Сечение несущей жилы, мм2,
на магистралях ВЛИ, на линейных ответвлениях от ВЛИ **
Сечение жилы на ответ- влениях от ВЛИ и от ВЛ к вводам, мм2
10
35 (25)*
16
15 и более
50 (35)*
16
* В скобках дано сечение основной жилы СИП, скрученных в жгут, без отдельного несущего элемента.
**При использовании на линейном ответвлении дополнительных опор допускается применение сечения жилы равное 16 мм2.
Таблица 5.2.2 – Минимально допустимые сечения неизолированных проводов
Нормативная толщина стенки гололеда, bэ, мм
Материал провода
Сечение провода на магистрали и линейном ответвлении, мм2
10
Алюминий (А), нетермообработанный алюминиевый сплав (АН)
25
Сталеалюминиевый (АС), термообрабо- танный алюминиевый сплав (АЖ)
25
Медь (М)
16
15 и более
А, АН
35
АС, АЖ
25
М
16
На ВЛИ рекомендуется применять СИП с изолированным PEN-проводником, как правило, без отдельного несущего элемента.
На ВЛ (кроме магистралей и линейных ответвлений) до- пускается применение одинарных изолированных проводов (далее – изолированный провод) с требованиями к изоляции согласно 5.2.4.1.
Все виды механических нагрузок и воздействие на СИП с не- сущей жилой должна воспринимать эта жила, а на СИП без отдельного несущего элемента – основные жилы скрученного провода.
Механический расчет проводов должен проводиться по ме- тоду допускаемых напряжений для условий, указанных в 5.3.5–5.3.8. При этом напряжения в проводах не должны превышать допустимых напряжений, приведенных в таблице 5.2.3, а расстояния от проводов до поверхности земли, пересекаемых сооружений и заземленных эле- ментов опор должны отвечать требованиям настоящего раздела.
При расчете используются параметры проводов, приведенные в таблице 5.3.8.
Таблица 5.2.3 – Допустимое механическое напряжение в проводах ВЛ до 1 кВ
Провод
Допустимое напряжение, %, предела прочности при растяжении
при наибольшей нагрузке и низшей температуре, tг
при среднегодовой температуре, tсг
СИП сечением 25–120 мм2
40
30
Алюминиевый сечением, мм2:
35
30
25–95
120
40
30
Из термообработанного и нетермо-
40
30
обработанного алюминиевого сплава
сечением, мм2:
25–95
120
45
30
Сталеалюминиевый сечением, мм2:
35
30
25
35–95
40
30
Длина пролета ответвления к вводу должна быть не более 25 м.
При расстояниях от магистрали или линейного ответвления ВЛ до здания, превышающих 25 м, устанавливается необходимое коли- чество дополнительных опор.
Выбор сечения токоведущих проводников по длительно допустимому току следует выполнять с учетом [8] (глава 1.3). Сечение токоведущих проводников должно проверяться по условию нагрева при КЗ и на термическую стойкость.
Допустимый нагрев токопроводящих жил СИП при эксплу- атации с изоляцией из сшитого полиэтилена не должен превышать 90 °С в нормальном режиме эксплуатации и 250 °С – при КЗ.
Допустимые токи нагрузки СИП, рассчитанные при темпе- ратуре окружающей среды 25 °С, скорости ветра 6 м/с, интенсивности солнечной радиации 1000 Вт/м2, и допустимые токи односекундного КЗ должны соответствовать указанным в таблице 5.2.4.
Таблица 5.2.4 – Допустимые токи нагрузки и односекундные токи короткого замыкания СИП
Номинальное сечение основных жил, мм2
Допустимый ток нагрузки, А, не более
Допустимый ток односекундного КЗ, кА, не более
16
100
1,5
25
130
2,3
35
160
3,2
50
195
4,6
70
240
6,5
95
300
8,8
Крепление, соединение СИП и присоединение к СИП должны проводиться следующим образом:
крепление на промежуточных, угловых промежуточных, пере- крестных и дополнительных опорах ВЛИ – с помощью поддерживаю- щих зажимов за несущий элемент.
СИП без отдельного несущего элемента при наличии вспомога- тельных жил крепится в поддерживающих зажимах за весь скручен- ный жгут.
Поддерживающий зажим должен иметь конструкцию с примене- нием материалов, препятствующих повреждению (истиранию) изоля- ции СИП;
крепление на опорах ВЛИ анкерного типа, а также концевое кре- пление проводов ответвления на опоре и на вводе – с помощью на- тяжных зажимов за несущий элемент, а именно:
за неизолированную или изолированную нулевую несущую жилу;
за основные жилы СИП без отдельного несущего элемента (фаз- ные нулевая). Вспомогательные жилы (при наличии) прокладывают- ся вдоль зажима.
Натяжной зажим для крепления СИП за неизолированную нулевую несущую жилу должен быть, как правило, металлическим.
Натяжной зажим для крепления СИП за изолированную нулевую несущую жилу и зажим крепления СИП без отдельного несущего эле- мента за основные изолированные жилы должны иметь конструкцию, препятствующую разрушению изоляционного слоя проводов;
соединение несущей нулевой жилы СИП в пролете ВЛИ – с по- мощью специальных соединительных зажимов. Зажим для соединения изолированной нулевой несущей жилы должен иметь атмосферостой- кое изолирующее покрытие или защитную изолирующую оболочку, устойчивые к воздействию солнечной радиации.
В шлейфах опор анкерного типа допускается соединение нулевой несущей жилы СИП выполнять с помощью плашечного зажима (для изолированной жилы – предварительно сняв изоляцию).
Соединительные зажимы нулевой несущей жилы СИП должны иметь прочность не менее 90 % прочности провода (за исключением плашечного зажима);
соединение между собой основных и вспомогательных (наруж- ного освещения) жил СИП – с помощью прессуемых изолированных герметичных соединительных зажимов-гильз (далее – изолированных соединительных зажимов-гильз).
Соединение основных жил СИП без отдельного несущего элемен- та, имеющих механическую нагрузку, должно выполняться с помощью изолированных соединительных зажимов с допустимой механической прочностью не менее 80 % разрывного усилия провода.
Соединение основных жил СИП с неизолированной и изолирован- ной нулевой несущей жилой, а также вспомогательных (для наруж- ного освещения) жил – с помощью изолированных соединительных зажимов-гильз, имеющих допустимую механическую прочность не ме- нее 60 % разрывного усилия провода. Сечение соединяемых основ- ных и вспомогательных жил должно быть одинаковым.
Соединение изолированных жил СИП с помощью прессуемых изолированных соединительных зажимов-гильз должно проводиться с применением специально предназначенного для этого инструмента (рекомендованного производителем зажимов);
в анкерном пролете ВЛИ рекомендуется выполнять не более од- ного соединения СИП;
соединение проводов в пролете ответвления к вводу не допу- скается;
соединение заземляющих проводников – с помощью плашечных зажимов;
присоединение к СИП (ответвление от СИП) – с помощью от- ветвительных зажимов.
Ответвление от изолированных жил СИП (основных, вспомога- тельных, изолированной нулевой несущей) выполняется с помощью прокалывающих зажимов.
Рекомендуется применение герметичных и влагозащищенных от- ветвительных прокалывающих зажимов.
Ответвительными зажимами следует соединять провода ответвле- ния от ВЛ к вводу с проводами ввода, а также подключать светильни- ки, оборудование, приборы контроля напряжения, устройства зазем- ления.
Расстояние между смежными герметичными (влагозащищенными) зажимами разных фаз СИП должно быть не менее 5 см;
болтовые соединения линейной арматуры (кроме ответвитель- ных зажимов со срывным элементом) должны затягиваться с усилием, оговоренным ТУ или другими ТНПА.
Крепление поддерживающих и натяжных зажимов к опорам ВЛИ, стенам зданий и сооружениям следует выполнять с помощью крюков, кронштейнов и узлов крепления.
При монтаже провода СИП для крепления траверс к опорам допу- скается использование ЛКС (лента крепежная стальная) при условии, что конструкции траверс позволяют подобное крепление.
Расчетные усилия в поддерживающих и натяжных зажи- мах, узлах крепления и кронштейнах в нормальном режиме не долж- ны превышать 40 % их механической разрушающей нагрузки.
Соединение проводов в пролетах ВЛ следует выполнять при помощи соединительных зажимов, обеспечивающих механиче- скую прочность не менее 90 % разрывного усилия провода.
В одном пролете ВЛ допускается не более одного соединения на каждый провод. В пролетах пересечения ВЛ с инженерными соору- жениями соединение проводов ВЛ не допускается.
Соединение проводов в петлях анкерных опор должно проводить- ся при помощи зажимов. Провода разных марок или сечений должны соединяться только в петлях анкерных опор.
Крепление неизолированных проводов к изоляторам и изо- лирующим траверсам на опорах ВЛ, за исключением опор для пере- сечений, рекомендуется выполнять одинарным.
Крепление неизолированных проводов к штыревым изоляторам на промежуточных опорах следует выполнять, как правило, на шейке изолятора с внутренней его стороны по отношению к стойке опоры.
Коэффициент запаса прочности крюков и штырей должен быть не менее 2.
Расположение проводов на опорах
На опорах допускается любое расположение СИП и неизо- лированных проводов ВЛ независимо от района климатических усло- вий. Нулевой провод ВЛ с неизолированными проводами, как правило, следует располагать ниже фазных проводов. Изолированные провода наружного освещения, прокладываемые на опорах ВЛИ, могут разме- щаться выше или ниже СИП, а также быть скрученными в жгут СИП. Неизолированные и изолированные провода наружного освещения, прокладываемые на опорах ВЛ, должны располагаться, как правило, над PEN(РЕ)-проводником ВЛ.
Устанавливаемые на опорах аппараты для подключения электроприемников должны размещаться на высоте не менее 1,5 м от поверхности земли.
Устанавливаемые на опорах защитные и секционирующие устрой- ства должны размещаться ниже проводов ВЛ. Высота расположения соединительных муфт оптических кабелей на опорах ВЛ должна быть не менее 3 м от поверхности земли.
Расстояния между неизолированными проводами на опо- ре и в пролете по условиям их сближения в пролете при наибольшей стреле провеса до 1,2 м должны быть не менее:
при вертикальном расположении проводов и расположении про- водов с горизонтальным смещением не более 20 см: 40 см – в I, II и III районах по гололеду, 60 см – в IV районе по гололеду;
при других расположениях проводов во всех районах по гололеду при скорости ветра при гололеде: до 18 м/с – 40 см, более 18 м/с – 60 см.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Расстояние по вертикали между неизолированными прово- дами ВЛ разных фаз на опоре при ответвлении от ВЛ и при пересече- нии разных ВЛ на общей опоре должно быть не менее 10 см.
Расстояние от проводов ВЛ до любых элементов опоры должно быть не менее 5 см.
При совместной подвеске на общих опорах ВЛИ и ВЛ до 1 кВ расстояние по вертикали между ними на опоре и в пролете при температуре окружающего воздуха 15 °С без ветра должно быть не менее 0,4 м.
При совместной подвеске на общих опорах двух или более ВЛИ расстояние между жгутами СИП должно быть не менее 0,3 м.
При совместной подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и проводов ВЛ до 20 кВ расстояние по вертикали между бли- жайшими проводами ВЛ разных напряжений на общей опоре, а так-
же в середине пролета при температуре окружающего воздуха 15 °С без ветра должно быть не менее:
1,0 м – при подвеске СИП с изолированным несущим и СИП без отдельного несущего элемента;
1,75 м – при подвеске СИП с неизолированным несущим про- водом;
2,0 м – при подвеске неизолированных проводов ВЛ до 1 кВ.
При подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и по- крытых проводов ВЛП 10 кВ расстояние по вертикали между ближай- шими проводами ВЛ до 1 кВ и ВЛП 10 кВ на опоре и в пролете при тем- пературе 15 °С без ветра должно быть не менее 0,4 м для ВЛИ и 1,5 м для неизолированных проводов ВЛ до 1 кВ.
Изоляция
СИП крепится к опорам без применения изоляторов.
На ВЛ с неизолированными проводами независимо от ма- териала опор, степени загрязнения атмосферы и интенсивности гро- зовой деятельности следует применять изоляторы либо траверсы из изоляционных материалов.
Коэффициент запаса прочности штыревых изоляторов должен быть не менее 2,5.
На опорах ответвлений от ВЛ с неизолированными прово- дами следует, как правило, применять многошейковые или подстав- ные (дополнительные) изоляторы.
СИП с изоляцией из сшитого полиэтилена должны быть стойкими к циклическому воздействию комплекса атмосферных фак- торов, включающего:
воздействие солнечного излучения;
воздействие температуры плюс (70 2) °С;
воздействие дождя;
воздействие температуры минус (40 2) °С.
Требования к свойствам изоляции СИП, выполненной из сшитого полиэтилена в соответствии с ГОСТ 31946, приведены в таблице 5.2.5.
Таблица 5.2.5 – Свойства изоляции из сшитого полиэтилена
Наименование характеристики
Норма
1. До старения:
12,5
прочность при растяжении, МПа, не менее
относительное удлинение при разрыве, %, не менее
200
2. После старения в термостате при температуре (135 3) °С в течение 168 ч:
25
изменение* значения прочности при растяжении, %, не более
изменение* значения относительного удлинения при разрыве, %, не более
25
Окончание таблицы 5.2.5
Наименование характеристики
Норма
3. Тепловая деформация:
относительное удлинение после выдержки в течение 15 мин при температуре (200 3) °С и растягивающей нагрузке 0,2 МПа, %, не более
относительное удлинение после снятия нагрузки и охлаждения, %, не более
175
15
4. Водопоглощение после выдержки в течение 336 ч в воде при температуре (85 2) °С:
изменение массы, мг/см2, не более
1
5. Усадка после выдержки в термостате при температуре (130 3) °С в течение 1 ч, %, не более
4
6. Стойкость к продавливанию при воздействии температуры (90 2) °С в тече- ние 4 ч, глубина продавливания, %, не более
50
7. Содержание сажи, %, не менее
2,5
* Разность между средним значением, полученным после старения, и средним значением, полу- ченным до старения, выраженная в процентах от последнего.
5.2.7 Заземление. Защита от перенапряжений
5.2.7.1 На ВЛ должны быть выполнены заземляющие устройства, предназначенные для повторного заземления, защиты от грозовых перенапряжений, заземления электрооборудования, установленного на опорах. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Металлические опоры, металлические конструкции и ар- матура железобетонных элементов опор должны быть присоединены к PEN-проводнику. Заземляющие проводники должны иметь диаметр не менее 6 мм.
На железобетонных опорах PEN-проводник следует присо- единять к арматуре железобетонных стоек и подкосов опор.
Узлы крепления подкосов заземлять не требуется.
Крюки и штыри деревянных опор ВЛ заземлению не под- лежат, за исключением крюков и штырей на опорах, где выполнены повторные заземления и заземления для защиты от грозовых пере- напряжений.
Крюки, штыри и арматура ВЛ напряжением до 1 кВ, ограни- чивающие пролет пересечения с ВЛ напряжением выше 1 кВ, а так- же опоры, на которых производится их совместная подвеска, должны быть заземлены.
На деревянных опорах ВЛ при переходе в КЛ заземляющий проводник должен быть присоединен к PEN-проводнику ВЛ и к метал- лической оболочке кабеля.
Защитные аппараты, устанавливаемые на опорах ВЛ для защиты от грозовых перенапряжений, должны быть присоедине- ны к заземлителю.
Соединение заземляющих проводников между собой, при- соединение их к верхним заземляющим выпускам стоек железобетон- ных опор, крюкам и кронштейнам, а также к заземляемым металлокон- струкциям и к заземляемому электрооборудованию, установленному на опорах ВЛ, должны выполняться болтовыми соединениями (пла- шечными, ответвительными зажимами и т.д.) или сваркой.
Присоединение заземляющих проводников (спусков) к заземлите- лю в земле должно выполняться сваркой.
Заземляющие устройства ВЛ в населенной местности – по [9] (пункт 10.3.5).
Кроме того, заземляющие устройства должны быть выполнены:
на опорах с ответвлениями к вводам в здания, в которых мо- жет быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и т.п.) или которые представляют большую материаль- ную ценность (животноводческие и птицеводческие помещения, склады и пр.);
на концевых опорах линий, имеющих ответвления к вводам, при этом наибольшее расстояние от соседнего заземления этих же линий должно быть не более 50 м.
К указанным заземляющим устройствам должны быть присоедине- ны на деревянных опорах крюки и штыри, а на железобетонных опо- рах, кроме того, арматура.
Заземляющие устройства защиты от грозовых перенапряжений ре- комендуется совмещать с повторным заземлением PEN-проводника.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
В начале и в конце каждой магистрали ВЛИ в местах сек- ционирования, а также в местах пересечения ВЛ выше 1 кВ на прово- дах должны быть предусмотрены зажимы для присоединения прибо- ров контроля напряжения и переносного заземления.
Допускается установка стационарных устройств заземления.
Требования к заземляющим устройствам повторного за- земления и защитным проводникам приведены в 4.3.
Оттяжки опор ВЛ должны быть присоединены к заземляю- щему проводнику.
Опоры
На ВЛ могут применяться опоры из различного материала. Следует применять следующие типы опор:
промежуточные, устанавливаемые на прямых участках трассы ВЛ. Эти опоры в нормальных режимах работы не должны восприни- мать усилий, направленных вдоль ВЛ;
анкерные, устанавливаемые для ограничения анкерного проле- та, а также в местах изменения числа, марок и сечений проводов ВЛ. Эти опоры в нормальных режимах работы должны воспринимать уси- лия от разности тяжения проводов, направленные вдоль ВЛ;
угловые, устанавливаемые в местах изменения направле- ния трассы ВЛ. Эти опоры при нормальных режимах работы долж- ны воспринимать результирующую нагрузку от тяжения проводов смежных пролетов. Угловые опоры могут быть промежуточными и анкерного типа;
концевые, устанавливаемые в начале и конце ВЛ, а также в ме- стах, ограничивающих кабельные вставки. Они являются опорами ан- керного типа и должны воспринимать в нормальных режимах работы ВЛ одностороннее тяжение всех проводов.
Опоры, на которых выполняются ответвления от ВЛ, называют- ся ответвительными; опоры, на которых выполняется пересечение ВЛ разных направлений или пересечение ВЛ с инженерными соору- жениями, – перекрестными. Эти опоры могут быть всех указанных типов.
Конструкции опор должны обеспечивать возможность уста- новки:
светильников уличного освещения всех типов;
концевых кабельных муфт;
защитных аппаратов;
секционирующих и коммутационных аппаратов;
шкафов и щитков для подключения электроприемников;
аппаратуры ЛС.
Конструкции опор также должны обеспечивать подвеску других це- пей ВЛ до 1 кВ (неизолированных и изолированных) и линий связи.
Опоры независимо от их типа могут быть свободностоящи- ми, с подкосами или оттяжками.
Оттяжки опор могут прикрепляться к анкерам, установленным в земле, или к каменным, кирпичным, железобетонным и металли- ческим элементам зданий и сооружений. Сечение оттяжек определя- ется расчетом. Они могут быть многопроволочными или из круглой стали. Сечение многопроволочных стальных оттяжек должно быть
не менее 25 мм2, а диаметр однопроволочных стальных оттяжек – не менее 6 мм.
Опоры ВЛ должны рассчитываться по первому и второму предельному состоянию в нормальном режиме работы ВЛ на клима- тические условия по 5.2.3.1 и 5.2.3.2.
Промежуточные опоры должны быть рассчитаны на следующие сочетания нагрузок:
одновременное воздействие поперечной ветровой нагрузки на провода, свободные или покрытые гололедом, и на конструкцию опоры, а также нагрузки от тяжения проводов ответвлений к вводам, свободных от гололеда или частично покрытых гололедом (см. 5.2.3.2);
на нагрузку от тяжения проводов ответвлений к вводам, покры- тых гололедом, при этом допускается учет отклонения опоры под дей- ствием нагрузки;
на условную расчетную нагрузку, равную 1,5 кН, приложенную к вершине опоры и направленную вдоль оси ВЛ.
Угловые опоры (промежуточные и анкерные) должны быть рассчи- таны на результирующую нагрузку от тяжения проводов и ветровую нагрузку на провода и конструкцию опоры.
Анкерные опоры должны быть рассчитаны на разность тяжения проводов смежных пролетов и поперечную нагрузку от давления ве- тра при гололеде и без гололеда на провода и конструкцию опоры. За наименьшее значение разности тяжения следует принимать 50 % наибольшего значения одностороннего тяжения всех проводов.
Концевые опоры должны быть рассчитаны на одностороннее тя- жение всех проводов.
Ответвительные опоры рассчитываются на результирующую на- грузку от тяжения всех проводов.
При установке опор на затапливаемых участках трассы, где возможны размывы грунта или воздействие ледохода, опоры должны быть укреплены (подсыпка земли, замощение, устройство банкеток, установка ледорезов). На заболоченных участках допускается при- менение опор с поверхностными фундаментами или должны быть предусмотрены мероприятия по надежному закреплению опор.
Габариты, пересечения и сближения
Расстояние по вертикали от проводов ВЛИ до поверхности земли в населенной и ненаселенной местности должно быть не менее 5 м, до проезжей части улиц – не менее 6 м. В труднодоступной мест- ности оно может быть уменьшено до 2,5 м, в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы) – до 1 м.
При пересечении непроезжей части улиц ответвлениями от ВЛИ к вводам в здания расстояния от СИП до тротуаров пешеходных до- рожек допускается уменьшить до 3,5 м.
Расстояние от СИП и изолированных проводов до поверхности земли на ответвлениях к вводу должно быть не менее 2,5 м.
Расстояние от неизолированных проводов до поверхности земли на ответвлениях к вводам должно быть не менее 2,75 м.
Расстояние от проводов ВЛ в населенной и ненаселенной местности при наибольшей стреле провеса проводов до земли и про- езжей части улиц должно быть не менее 6 м. Расстояние от прово- дов до земли может быть уменьшено в труднодоступной местности до 3,5 м, в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы) – до 1 м.
Расстояние по горизонтали от СИП, одинарных изолирован- ных проводов при наибольшем их отклонении до элементов зданий и сооружений должно быть не менее:
1,0 м – до балконов, террас и окон;
0,2 м – до глухих стен зданий, сооружений.
Расстояние от проводов до деревьев и кустов при наибольшей стреле провеса СИП или наибольшем отклонении должно быть не ме- нее 0,3 м.
Допускается прохождение ВЛИ над крышами зданий и сооружени- ями, кроме оговоренных в [8] (главы 7.3 и 7.4), при этом расстояние от них до проводов по вертикали должно быть не менее 2,5 м.
Расстояние по горизонтали от неизолированных проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до зданий и сооружений должно быть не менее:
1,5 м – до балконов, террас и окон;
1,0 м – до глухих стен.
Прохождение ВЛ с неизолированными проводами над зданиями, наземными и надземными сооружениями не допускается.
Расстояние от неизолированных проводов ВЛ при наибольшей стреле их провеса или наибольшем отклонении до деревьев, кустов и прочей растительности должно быть не менее 1 м.
Наименьшее расстояние от СИП и неизолированных про- водов ВЛ до поверхности земли или воды, а также до различных со- оружений при прохождении ВЛ над ними определяется при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов ВЛ электрическим током.
При прокладке по стенам зданий и сооружениям минималь- ное расстояние от СИП должно быть:
при горизонтальной прокладке:
над окном, входной дверью – 0,3 м;
под балконом, окном, карнизом – 0,5 м;
до земли – 2,5 м;
при вертикальной прокладке:
до окна – 0,5 м;
до балкона, входной двери – 1,0 м.
Расстояние в свету между СИП и стеной здания или сооружением должно быть не менее 0,06 м.
Расстояния по горизонтали от подземных частей опор или заземлителей опор до подземных кабелей, трубопроводов и на- земных колонок различного назначения должны быть не менее при- веденных в таблице 5.2.6.
Таблица 5.2.6 – Наименьшие допустимые расстояния по горизонтали
от подземных частей опор или заземляющих устройств опор до подземных кабелей, трубопроводов и наземных колонок
Объект сближения
Расстояние, м
Водо-, паро- и теплопроводы, распределительные газопроводы, канализационные трубы
1
Пожарные гидранты, колодцы, люки канализации, водоразборные колонки
2
Кабели (кроме кабелей связи, сигнализации и проводного вещания – см. 5.2.10.7)
1
То же, при прокладке кабелей в изолирующей трубе
0,5
При пересечении ВЛ с различными сооружениями, а также с улицами и площадями населенных пунктов угол пересечения не нор- мируется.
Пересечение ВЛ с судоходными реками и каналами не ре- комендуется. При необходимости выполнения такого пересечения ВЛ должны сооружаться в соответствии с требованиями 5.3.21. При пе- ресечении несудоходных рек и каналов расстояние от проводов ВЛ до наибольшего уровня воды должно быть не менее 2 м, а до уровня льда – не менее 6 м.
Пересечения и сближения ВЛ напряжением до 1 кВ с ВЛ напряжением выше 1 кВ, а также совместная подвеска их проводов на общих опорах должны выполняться с соблюдением требований, приведенных в 5.3.16.
Пересечение ВЛ до 1 кВ между собой рекомендуется вы- полнять на перекрестных опорах; допускается также их пересечение в пролете. Расстояние по вертикали между проводами пересекающих- ся ВЛ должно быть не менее: 0,1 м – на опоре, 1 м – в пролете.
В местах пересечения ВЛ до 1 кВ между собой могут при- меняться промежуточные опоры и опоры анкерного типа.
При пересечении ВЛ до 1 кВ между собой в пролете место пере- сечения следует выбирать как можно ближе к опоре верхней пересе- кающей ВЛ, при этом расстояние по горизонтали от опор пересекаю- щей ВЛ до проводов пересекаемой ВЛ при наибольшем их отклонении должно быть не менее 2 м.
При параллельном прохождении и сближении ВЛ до 1 кВ и ВЛ выше 1 кВ расстояние между ними по горизонтали должно быть не менее указанных в 5.3.16.11.
Совместная подвеска проводов ВЛ до 1 кВ и неизолиро- ванных проводов ВЛ до 20 кВ на общих опорах допускается при со- блюдении следующих условий:
ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным климатическим условиям ВЛ до 20 кВ;
провода ВЛ до 20 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ;
провода ВЛ до 20 кВ, закрепляемые на штыревых изоляторах, должны иметь двойное крепление.
При подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и про- водов ВЛП 10 кВ должны соблюдаться следующие требования:
ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным климатическим условиям ВЛ до 20 кВ;
провода ВЛП 10 кВ должны располагаться, как правило, выше проводов ВЛ до 1 кВ;
крепление проводов ВЛП 10 кВ на штыревых изоляторах должно быть усиленным.
При пересечении ВЛ до 1 кВ с ВЛ выше 1 кВ расстояние от проводов пересекающей ВЛ до пересекаемой ВЛ должно соответ- ствовать требованиям, приведенным в 5.3.16.2 и 5.3.16.8.
Сечение проводов пересекаемой ВЛ должно приниматься в соот- ветствии с 5.3.16.4.
Пересечения, сближения, совместная подвеска ВЛ с линиями связи и РК1
Угол пересечения ВЛ с ЛС2 должен быть по возможности близок к 90°. Для стесненных условий угол пересечения не нормиру- ется.
1 Под РК следует понимать радиочастотный кабель, предназначенный для передачи ра- дио- и видеосигналов. Его применяют в качестве фидера в антенно-фидерных устрой- ствах радиоприемников, телевизионных приемников, в сетях телемеханики и т.д.
2 Под ЛС следует понимать линии связи Министерства связи Республики Беларусь и других ведомств, а также линии сигнализации Министерства путей сообщения.
Воздушные линии связи по назначению подразделяются на линии междугородней телефонной связи (МТС), сельской телефонной связи (ЛСТС), городской телефонной связи (ГТС).
По значимости воздушные линии связи подразделяются на классы (кроме линий ГТС): линии МТС и ЛСТС − магистральные линии МТС, соединяющие Минск с областными центрами и последние между со- бой, и линии Белорусской железной дороги, проходящие вдоль желез- ных дорог и по территории железнодорожных станций (класс I); вну- тризоновые линии МТС, соединяющие республиканские и областные центры с районными центрами и последние между собой, и соедини- тельные ЛСТС (класс II); абонентские ЛСТС (класс III).
Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проводов или подвесных кабелей ЛС в пролете пересечения при наибольшей стреле провеса провода ВЛ должно быть:
от СИП и изолированных проводов – не менее 1 м;
от неизолированных проводов – не менее 1,25 м.
Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проводов или подвесных кабелей ЛС при пересечении на общей опоре должно быть:
между СИП и ЛС – не менее 0,5 м;
между неизолированным проводом ВЛ – не менее 1,5 м.
Место пересечения проводов ВЛ с проводами или под- весными кабелями ЛС в пролете должно находиться по возможности ближе к опоре ВЛ, но не менее 2 м от нее.
Пересечение ВЛ с ЛС может быть выполнено по одному из следующих вариантов:
проводами ВЛ и изолированными проводами ЛС;
проводами ВЛ и подземным или подвесным кабелем ЛС;
проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС;
подземной кабельной вставкой в ВЛ с изолированными и неизо- лированными проводами ЛС.
При пересечении проводов ВЛ с изолированными прово- дами ЛС должны соблюдаться следующие требования:
пересечение ВЛИ с ЛС может выполняться в пролете и на опоре;
пересечение неизолированных проводов ВЛ с проводами ЛС должно выполняться только в пролете;
опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС маги- стральных и внутризоновых сетей связи и соединительными ЛСТС, должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС до- пускаются опоры ВЛ промежуточного типа, усиленные дополнитель- ной приставкой или подкосом;
провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС. На опорах, ограничивающих пролет пересечения, неизолированные ВЛ должны иметь двойное крепление, СИП закрепляется анкерными зажимами. Провода ЛС на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление. В городах и поселках городского типа вновь строящиеся ЛС допускается располагать над проводами ВЛ напряже- нием до 1 кВ.
При пересечении проводов ВЛ с подземным или подвес- ным кабелем ЛС должны выполняться следующие требования:
расстояние от подземной части металлической или железобе- тонной опоры и заземлителя деревянной опоры до подземного кабе- ля ЛС в населенной местности должно быть, как правило, не менее 3 м. В стесненных условиях допускается уменьшение этих расстоя- ний до 1 м (при условии допустимости мешающих влияний на ЛС); при этом кабель должен быть проложен в стальной трубе или покрыт швеллером или угловой сталью по длине в обе стороны от опоры не менее 3 м;
в ненаселенной местности расстояние от подземной части или заземлителя опоры ВЛ до подземного кабеля ЛС должно быть не менее значений, приведенных в таблице 5.2.7;
Таблица 5.2.7 – Наименьшие расстояния от подземной части
и заземлителя опоры ВЛ до подземного кабеля ЛС в ненаселенной местности
Эквивалент- ное удельное
сопротивление земли, Омм
Наименьшее расстояние, м, от подземного кабеля ЛС
до заземлителя или подземной части железобетонной и металли- ческой опоры
до подземной части дере- вянной опоры, не имеющей заземляющего устройства
До 100
10
5
Более 100 до 500
15
10
Более 500 до 1000
20
15
Более 1000
30
25
провода ВЛ должны располагаться, как правило, над подвесным кабелем ЛС (5.2.10.6, перечисление 4));
соединение проводов ВЛ в пролете пересечения с подвесным кабелем ЛС не допускается. Сечение несущей жилы СИП должно быть не менее 35 мм2; сечение основной жилы СИП без отдельно- го несущего элемента – не менее 25 мм2. Неизолированные провода ВЛ должны быть многопроволочными сечением не менее: алюминие- вые – 35 мм2, сталеалюминиевые – 25 мм2;
металлическая оболочка подвесного кабеля и трос, на котором подвешен кабель, должны быть заземлены на опорах, ограничиваю- щих пролет пересечения;
расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ЛС до проекции ближайшего провода ВЛ на горизонтальную плоскость должно быть не менее наибольшей высоты опоры пролета пересе- чения.
При пересечении ВЛИ с неизолированными проводами ЛС должны соблюдаться следующие требования:
пересечение ВЛИ с ЛС может выполняться в пролете и на опоре;
опоры ВЛИ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС маги- стральных и внутризоновых сетей связи и с соединительными ЛСТС, должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС на ВЛИ допускается применение промежуточных опор, усиленных до- полнительной приставкой или подкосом;
несущая жила СИП или жгута СИП без отдельного несущего эле- мента на участке пересечения должна иметь коэффициент запаса проч- ности на растяжение при наибольших расчетных нагрузках не менее 2,5;
провода ВЛИ должны располагаться над проводами ЛС. На опо- рах, ограничивающих пролет пересечения, несущие провода СИП должны закрепляться натяжными зажимами;
соединение несущей жилы СИП и основных жил СИП без от- дельного несущего элемента, а также проводов ЛС в пролетах пере- сечения не допускается.
При пересечении неизолированных проводов ВЛ с неизо- лированными проводами ЛС должны соблюдаться следующие требо- вания:
пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС должно выполняться только в пролете;
опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа;
провода ЛС, как стальные, так и из цветного металла, должны иметь коэффициент запаса прочности на растяжение при наибольших расчетных нагрузках не менее 2,2;
провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС. На опо- рах, ограничивающих пролет пересечения, неизолированные про- вода ВЛ должны иметь двойное крепление. Провода ВЛ напряжени- ем 380/220 В и ниже допускается располагать под проводами и линий ГТС. При этом провода линий ГТС на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление;
соединение неизолированных проводов ВЛ, а также проводов ЛС в пролетах пересечения не допускается. Провода ВЛ должны быть
многопроволочными с сечениями не менее: алюминиевые – 35 мм2, сталеалюминиевые – 25 мм2.
При пересечении подземной кабельной вставки в ВЛ с неизолированными и изолированными проводами ЛС должны со- блюдаться следующие требования:
расстояние от подземной кабельной вставки в ВЛ до опоры ЛС и ее заземлителя должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля в изолирующей трубе – не менее 0,5 м;
расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ВЛ до проекции ближайшего провода ЛС на горизонтальную плоскость должно быть не менее наибольшей высоты опоры пролета пересече- ния.
Расстояние по горизонтали между проводами ВЛИ и про- водами ЛС при параллельном прохождении или сближении должно быть не менее 1 м.
При сближении ВЛ с воздушными ЛС расстояние по горизонтали между неизолированными проводами ВЛ и проводами ЛС должно быть не менее 2 м. В стесненных условиях это расстояние допускает- ся уменьшить до 1,5 м. Во всех остальных случаях расстояние между линиями должно быть не менее высоты наиболее высокой опоры ВЛ, ЛС.
При сближении ВЛ с подземными или подвесными кабелями ЛС расстояния между ними должны приниматься в соответствии с 5.2.10.7 (перечисления 1) и 5)).
Сближение ВЛ с антенными сооружениями передающих радиоцентров, приемными радиоцентрами, выделенными приемными пунктами местных радиоузлов не нормируется.
Провода от опоры ВЛ до ввода в здание не должны пере- секаться с проводами ответвлений от ЛС, и их следует располагать на одном уровне или выше ЛС.
Расстояние по горизонтали между проводами ВЛ и проводами ЛС, телевизионными кабелями и спусками от радиоантенн на вводах должно быть не менее 0,5 м для СИП и 1,5 м для неизолированных проводов ВЛ.
Совместная подвеска подвесного кабеля сельской теле- фонной связи и ВЛИ допускается при выполнении следующих требо- ваний:
несущий элемент СИП должен быть изолированным;
расстояние от СИП до подвесного кабеля ЛСТС в пролете и на опоре ВЛИ должно быть не менее 0,5 м;
каждая опора ВЛИ должна иметь заземляющее устройство, при этом сопротивление заземления должно быть не более 10 Ом;
на каждой опоре ВЛИ должно быть выполнено повторное зазем- ление PEN-проводника;
несущий канат телефонного кабеля вместе с металлическим сетча- тым наружным покровом кабеля должен быть присоединен к заземлите- лю каждой опоры отдельным самостоятельным проводником (спуском).
Совместная подвеска на общих опорах неизолированных проводов ВЛ, ЛС не допускается.
На общих опорах допускается совместная подвеска СИП ВЛИ с неизолированными или изолированными проводами ЛС. При этом должны соблюдаться следующие условия:
номинальное напряжение ВЛИ должно быть не более 380 В;
номинальное напряжение ЛС, расчетное механическое напря- жение в проводах ЛС, расстояния от нижних проводов ЛС до земли, между цепями и их проводами должны соответствовать требованиям действующих правил Министерства связи и информатизации Респуб- лики Беларусь;
провода ВЛИ до 1 кВ должны располагаться над проводами ЛС; при этом расстояние по вертикали от СИП до верхнего провода ЛС не- зависимо от их взаимного расположения должно быть не менее 0,5 м на опоре и в пролете. Провода ВЛИ и ЛС рекомендуется располагать по разным сторонам опоры.
Совместная подвеска на общих опорах неизолированных проводов ВЛ и кабелей ЛС не допускается.
Оптические волокна ОКНН должны удовлетворять требованиям 5.3.12.15 и 5.3.12.16.
Совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛ на- пряжением не более 380 В и проводов телемеханики допускается при соблюдении требований 5.2.10.15 и 5.2.10.16, а также если цепи те- лемеханики не используются как каналы проводной телефонной связи.
На опорах ВЛ (ВЛИ) допускается подвеска волоконно-оп- тических кабелей связи (ОК):
неметаллических самонесущих (ОКСН);
неметаллических, навиваемых на фазный провод или жгут СИП (ОКНН).
Механические расчеты опор ВЛ с ОКСН и ОКНН должны прово- диться для исходных условий, указанных в 5.2.3.1 и 5.2.3.2.
Опоры ВЛ, на которых подвешивают ОК, и их закрепления в грунте должны быть рассчитаны с учетом возникающих при этом дополни- тельных нагрузок.
Расстояние от ОКСН до поверхности земли в населенной и нена- селенной местности должно быть не менее 5 м.
Расстояние между проводами ВЛ до 1 кВ и ОКСН на опоре и в про- лете должно быть не менее 0,4 м.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Пересечения и сближения ВЛ с инженерными сооружениями
При пересечении и параллельном следовании ВЛ с желез- ными и автомобильными дорогами должны выполняться требования 5.3.18 и 5.3.19.
Пересечения могут выполняться также при помощи кабельной вставки в ВЛ.
При сближении ВЛ с автомобильными дорогами расстоя- ние от проводов ВЛ до дорожных знаков и их несущих тросов должно быть не менее 1 м. Несущие тросы должны быть заземлены с сопро- тивлением заземляющего устройства не более 10 Ом.
При организации новой застройки опоры ВЛ на улицах и дорогах в населенной местности допускается располагать на расстояниях от проезжей части таких же, как и для опор с устройством наружного освещения по [71] (пункт 5.2.14).
При отсутствии ограждения проезжих частей бортовым камнем в стесненных условиях расстояние от кромки проезжей части до на- ружной поверхности опоры ВЛ следует принимать по [53].
На улицах и дорогах в условиях исторически сложившейся за- стройки городов, поселков и сельских населенных пунктов опоры ВЛИ- 0,4 кВ следует располагать:
при наличии ограждения проезжей части бортовым камнем – на расстоянии не менее 0,3 м от лицевой грани бортового камня до на- ружной поверхности опоры;
при отсутствии ограждения проезжей части бортовым кам- нем – на расстоянии не менее 0,6 м от наружной поверхности опоры до кромки проезжей части.
При пересечении и сближении ВЛ с контактными провода- ми и несущими тросами трамвайных и троллейбусных линий должны соблюдаться следующие требования:
ВЛ должны, как правило, располагаться вне зоны, занятой со- оружениями контактных сетей, включая опоры.
В этой зоне опоры ВЛ должны быть анкерного типа, а неизолиро- ванные провода должны иметь двойное крепление;
провода ВЛ должны быть расположены над несущими тросами контактных проводов. Провода ВЛ должны быть многопроволочными с сечением не менее: алюминиевые – 35 мм2, сталеалюминиевые – 25 мм2, несущая жила СИП – 35 мм2; сечение основной жилы СИП
без отдельного несущего элемента – не менее 25 мм2. Соединение проводов ВЛ в пролетах пересечения не допускается;
расстояние от проводов ВЛ в местах пресечения с троллейбус- ными и трамвайными линиями следует предусматривать не менее расстояния, приведенного в [73] (пункты 7.8.1–7.8.3);
пересечение ВЛ с контактными проводами в местах расположе- ния поперечин запрещается;
совместная подвеска на опорах троллейбусных линий контакт- ных проводов и проводов ВЛ напряжением не более 380 В допуска- ется при соблюдении следующих условий: опоры троллейбусных линий должны иметь механическую прочность, достаточную для под- вески проводов ВЛ, а расстояние между проводами ВЛ и кронштей- ном или устройством крепления несущего троса контактных проводов должно быть не менее 1,5 м.
5.2.11.2, 5.2.11.3 (Измененная редакция, Изм. № 1)
При пересечении и сближении ВЛ с канатными дорогами и надземными металлическими трубопроводами должны выполняться следующие требования:
ВЛ должна проходить под канатной дорогой; прохождение ВЛ над канатной дорогой не допускается;
канатные дороги должны иметь снизу мостки или сетки для ограждения проводов ВЛ;
при прохождении ВЛ под канатной дорогой или под трубопрово- дом провода ВЛ должны находиться от них на расстоянии: не менее 1 м – при наименьшей стреле провеса проводов до мостков или ограж- дающих сеток канатной дороги или до трубопровода; не менее 1 м – при наибольшей стреле провеса и наибольшем отклонении проводов до элементов канатной дороги или до трубопровода;
при пересечении ВЛ с трубопроводом расстояние от проводов ВЛ при их наибольшей стреле провеса до элементов трубопровода должно быть не менее 1 м. Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пере- сечения с трубопроводом, должны быть анкерного типа. Трубопровод в пролете пересечения должен быть заземлен, сопротивление зазем- лителя – не более 10 Ом;
при параллельном следовании ВЛ с канатной дорогой или тру- бопроводом расстояние по горизонтали от проводов ВЛ до канат- ной дороги или трубопровода должно быть не менее высоты опоры, а на стесненных участках трассы при наибольшем отклонении про- водов – не менее 1 м.
При сближении ВЛ с пожаро- и взрывоопасными уста- новками и с аэродромами следует руководствоваться требованиями 5.3.24 и 5.3.27.
Не допускается прохождение ВЛ до 1 кВ с неизолиро- ванными проводами по территориям спортивных сооружений, школ (общеобразовательных и интернатов), технических училищ, детских дошкольных учреждений (детских яслей, детских садов, детских ком- бинатов), детских домов, детских игровых площадок, а также по терри- ториям детских оздоровительных лагерей.
Прохождение ВЛИ по названным территориям (кроме спортивных и игровых площадок) допускается при условии, что нулевая жила СИП должна быть изолированной, а полная ее проводимость должна быть не менее проводимости фазной жилы СИП.
Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ
Область применения
Подраздел 5.3 распространяется на ВЛ напряжением выше 1 кВ и до 750 кВ, выполняемые неизолированными проводами, и на- пряжением выше 1 кВ и до 110 кВ, выполняемые проводами, покрыты- ми защитной изолирующей оболочкой.
Требования к ВЛ с неизолированными проводами распространяют- ся и на ВЛ соответствующего напряжения, выполняемые проводами с защитной изолирующей оболочкой, кроме требований, специально оговоренных в соответствующих разделах технического кодекса.
Настоящий подраздел не распространяется на электрические воз- душные линии, сооружение которых определяется другими ТНПА (контактные сети электрифицированных железных дорог, трамвая, троллейбуса; ВЛ для электроснабжения сигнализации, централиза- ции и блокировки (далее – СЦБ); ВЛ напряжением 6–35 кВ, смонтиро- ванные на опорах контактной сети и т.п.).
Кабельные вставки в ВЛ должны выполняться в соответствии с 5.3.9.10, ТКП 611 и [8] (глава 2.3).
При возведении (реконструкции) ВЛ напряжением 10 кВ должны выполняться проводами, покрытыми защитной изолирующей обо- лочкой.
К ВЛ напряжением выше 1 кВ в настоящем техническом кодексе отнесено устройство для передачи и распределения элек- троэнергии по изолированным и неизолированным проводам, рас- положенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изо- ляторов и арматуры к опорам или кронштейнам, стойкам на зданиях и инженерных сооружениях (мостам, путепроводам, эстакадам и ана- логичным сооружениям).
За начало и конец ВЛ (ВЛП) принимаются:
у ЗРУ – место выхода провода из аппаратного зажима, присоеди- няемого к проходному изолятору;
у ОРУ с линейными порталами – место выхода провода из зажи- ма натяжной гирлянды изоляторов на линейном портале в сторону ВЛ;
у КТП – место крепления провода к изолятору КТП или место вы- хода провода из аппаратного зажима;
у ТП с выносным разъединителем – место выхода провода из ап- паратного зажима, присоединяемого к разъединителю.
Состояние ВЛ в расчетах механической части:
нормальный режим – режим при необорванных проводах, тро- сах, гирляндах изоляторов и тросовых креплениях;
аварийный режим – при одном или нескольких оборванных про- водах или тросах, гирляндах изоляторов и тросовых креплений;
монтажный режим – в условиях монтажа опор, проводов и тросов.
По условиям воздействия ветра на ВЛ различают три типа местности:
открытые побережья озер, водохранилищ и другие открытые местности (А);
городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой не менее 2/3 высоты опор (В);
городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м, просеки в лесных массивах с высотой деревьев более высоты опор, орографически защищенные извилистые и узкие склоновые долины и ущелья (С).
Воздушная линия считается расположенной в местности данно- го типа, если эта местность сохраняется с наветренной стороны ВЛ на расстоянии, равном тридцатикратной высоте опоры при высоте опор до 60 м и 2 км при большей высоте.
(Исключен, Изм. № 1)
5.3.2 Общие требования
5.3.2.1 Все элементы ВЛ должны соответствовать в своей части техническим нормативным правовым актам и требованиям 5.3.2.
При проектировании, возведении, реконструкции и эксплуатации ВЛ должны соблюдаться также требования нормативных правовых актов.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Механический расчет проводов и тросов ВЛ проводится по методу допускаемых напряжений, расчет изоляторов и арматуры – по методу разрушающих нагрузок. По обоим методам расчеты прово- дятся на расчетные нагрузки.
Расчет строительных конструкций ВЛ (опор, фундаментов и ос- нований) проводится по методу предельных состояний на расчетные нагрузки для двух групп предельных состояний (см. 5.3.10.3) в соот- ветствии с государственными стандартами и строительными нормами и правилами.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Элементы ВЛ рассчитываются на сочетания нагрузок, дей- ствующих в нормальных, аварийных и монтажных режимах.
Сочетания климатических и других факторов в различных режимах работы ВЛ (наличие ветра, гололеда, значение температуры, количе- ство оборванных проводов или тросов и пр.) определяются в соответ- ствии с 5.3.5.33–5.3.5.36, 5.3.10.7, 5.3.10.10–5.3.10.13.
Основными характеристиками нагрузок являются их норма- тивные значения, которые устанавливаются настоящим техническим кодексом, а для нагрузок, не регламентированных им, – в соответ- ствии со строительными нормами и правилами.
Расчетные значения нагрузок определяются как произведение их нормативных значений на коэффициенты надежности по нагруз- ке f, надежности по ответственности n, условий работы d, регио- нальные p.
При расчете элементов ВЛ расчетные нагрузки могут дополнитель- но умножаться на коэффициент сочетаний.
Необходимость применения коэффициентов и их значения уста- навливаются настоящим техническим кодексом.
При отсутствии указаний о значениях коэффициентов они прини- маются равными единице.
Нормативные значения нагрузок от веса оборудования, ма- териалов, от тяжения проводов, грозозащитных тросов принимаются на основании государственных стандартов или в соответствии с указа- ниями настоящего технического кодекса.
Основной характеристикой сопротивления материала эле- ментов ВЛ являются:
разрывное усилие (для проводов и тросов), механическая (элек- тромеханическая) разрушающая нагрузка (для изоляторов), механи- ческая разрушающая нагрузка (для линейной арматуры), указанные в стандартах или технических условиях на эти изделия;
нормативные и расчетные сопротивления материала опор и фун- даментов, устанавливаемые нормами проектирования строительных конструкций.
На ВЛ 110 кВ и выше длиной более 100 км для ограничения несимметрии токов и напряжений должен выполняться один полный цикл транспозиции.
Двухцепные ВЛ 110 кВ и выше рекомендуется выполнять с проти- воположным чередованием фаз цепей (смежные фазы разных цепей должны быть разноименными). Схемы транспозиции обеих цепей ре- комендуется выполнять одинаковыми.
Допускаются увеличение длины нетранспонированной ВЛ, вы- полнение неполных циклов транспозиции, различные длины участков в цикле и увеличение числа циклов. Вносимая при этом данной ВЛ расчетная несимметрия по условиям обеспечения надежной работы релейной защиты не должна превышать 0,5 % по напряжению и 2 % по току обратной последовательности.
Шаг транспозиции по условию влияния на линии связи не нор- мируется.
Для ВЛ с горизонтальным расположением фаз рекомендуется упрощенная схема транспозиции (в месте транспозиции поочередно меняются местами только две смежные фазы).
На ВЛ с горизонтальным расположением фаз и двумя тро- сами, используемыми для высокочастотной связи, для снижения по- терь от токов в тросах в нормальном режиме рекомендуется выпол- нять скрещивание (транспозицию) тросов. Количество скрещиваний должно выбираться из условий самопогасания дуги сопровождающего тока промышленной частоты при грозовых перекрытиях искровых про- межутков на изоляторах тросов.
Схема скрещивания должна быть симметрична относительно каж- дого шага транспозиции фаз и точек заземления тросов, при этом крайние участки рекомендуется принимать равными половине длины остальных участков.
Для ВЛ, проходящих в районах с толщиной стенки гололеда 25 мм и более, а также с частыми образованиями гололеда или из- морози в сочетании с сильными ветрами и в районах с частой и ин- тенсивной пляской проводов, рекомендуется предусматривать плавку гололеда на проводах и тросах.
Для филиалов электросетей, у которых свыше 50 % ВЛ проходят в указанных районах, рекомендуется разрабатывать общую схему плавки гололеда.
При обеспечении плавки гололеда без перерыва электроснаб- жения потребителей толщина стенки гололеда может быть снижена на 15 мм, при этом нормативная толщина стенки гололеда должна быть не менее 20 мм.
На ВЛ с плавкой гололеда должно быть организовано наблюдение за гололедом, при этом предпочтительно применение сигнализаторов появления гололеда и устройств контроля окончания плавки гололеда.
Требования настоящего пункта не распространяются на ВЛП.
Интенсивность электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля, создаваемого ВЛ при максимальных рабо- чих параметрах (напряжении и токе) и при абсолютной максимальной температуре воздуха для населенной местности, не должна превы- шать предельно допустимых значений, установленных в действующих санитарно-эпидемиологических правилах и нормативах.
Для ненаселенной и труднодоступной местности температура воз- духа при предельно допустимой напряженности электрического поля принимается равной температуре воздуха теплого периода с обеспе- ченностью 0,99.
По окончании сооружения или реконструкции ВЛ необхо- димо выполнять:
землевание земель, отводимых в постоянное пользование;
рекультивацию земель, отводимых во временное пользование;
природоохранительные мероприятия, направленные на мини- мальное нарушение естественных форм рельефа и сохранение зеле- ных насаждений и естественного состояния грунта;
противоэрозионные мероприятия.
Проект ВЛ напряжением 35 кВ и выше выполняется на ос- новании продольного профиля трассы, выполненного по результатам комплексных инженерных изысканий в масштабе не мельче: горизон- тальный 1:5 000, вертикальный 1:500.
Требования к проектированию ВЛ, учитывающие особенности их ремонта и технического обслуживания
Ремонт и техническое обслуживание ВЛ должны прово- диться централизованно, специализированными бригадами с произ- водственных баз предприятия (структурной единицы).
Размещение производственных баз, состав необходимых помеще- ний, оснащение средствами механизации работ, транспортом и скла- дами аварийного резерва, оборудование средствами связи должны производиться на основании перспективных схем организации экс- плуатации с учетом существующей материальной базы энергопред- приятия.
Обеспечение ВЛ аварийным запасом материалов и оборудования предусматривается в объеме действующих нормативов.
Для эксплуатации ВЛ в труднодоступной местности, участков ВЛ, доступ к которым наземным транспортом невозможен, а также ВЛ, проходящих в безлюдной местности с суровыми климатическими условиями, следует предусматривать пункты временного пребыва- ния персонала или использование вертолетов. Расположение пунктов
временного пребывания персонала и вертолетных площадок, состав помещений для персонала и экипажа вертолетов, механизмов обосно- вываются в проекте. Вертолетные площадки должны удовлетворять действующим нормативным требованиям.
Численность ремонтно-эксплуатационного персонала и площадь производственно-жилых помещений ремонтных баз, а так- же количество транспортных средств и механизмов, необходимых для эксплуатации ВЛ, определяются в соответствии с действующими нормативами.
При проектировании ВЛ должна быть предусмотрена тех- нологическая связь между ремонтными бригадами и диспетчерскими пунктами, базами, с которых осуществляется ремонт и техническое обслуживание ВЛ, а также между бригадами и отдельными монтера- ми. Если ВЛ обслуживается с нескольких баз, необходимо предусмо- треть связь между последними. Технологической связью должны быть обеспечены и пункты временного пребывания на трассе ВЛ.
К ВЛ в любое время года должен быть обеспечен подъезд на возможно близкое расстояние, но не далее чем на 0,5 км от трассы ВЛ. Для проезда вдоль трассы ВЛ и для подъезда к ним должна быть расчищена от насаждений, пней, камней и т.п. полоса земли шириной не менее 2,5 м.
Исключения допускаются на участках ВЛ, проходящих:
по топким болотам и сильно пересеченной местности, где проезд невозможен. В этих случаях необходимо выполнять вдоль трассы ВЛ пешеходные тропки с мостиками шириной 0,8–1,0 м, оборудованные перилами, или насыпные земляные дорожки шириной не менее 0,8 м;
по территориям, занятым садовыми и ценными сельскохозяй- ственными культурами, а также отведенным под насаждения защит- ных полос вдоль железных, автомобильных дорог и запретных полос по берегам рек, озер, водохранилищ, каналов и других водных объ- ектов.
На трассах ВЛ, проходящих по местности, пересеченной мелиора- тивными каналами, должны предусматриваться пешеходные мостики шириной 0,8–1,0 м, оборудованные перилами.
На опорах ВЛ эксплуатирующей организацией должны быть нане- сены следующие постоянные знаки:
порядковый номер опоры, номер ВЛ или ее условное обозначе- ние – на всех опорах; на двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, кроме того, должна быть обозначена соответствующая цепь;
условное обозначение ВОЛС и номер соединительной муфты – на опорах при размещении на них соединительных муфт ОК;
расцветка фаз – на ВЛ 35 кВ и выше на концевых опорах, опо- рах, смежных с транспозиционными, и на первых опорах ответвлений от ВЛ;
предупреждающие плакаты – на всех опорах ВЛ в населенной местности;
плакаты с указанием расстояния от опоры ВЛ до кабельной ли- нии связи – на опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до кабелей связи.
По распоряжению организации, эксплуатирующей ВЛ, на опорах допускается размещение дополнительной необходимой информации. Допускается совмещать на одном знаке всю информацию, уста-
навливаемую требованиями настоящего раздела.
Нанесение надписей на опорах следует производить на высоте 1,5–1,8 м, установку информационных табличек – на высоте 2,0–2,5 м. Плакаты и знаки должны устанавливаться сбоку опоры поочеред-
но с правой и с левой стороны, а на переходах через дороги плакаты должны быть обращены в сторону дороги.
На ВЛ 110 кВ и выше, обслуживание которых осуществляется с использованием вертолетов, в верхней части каждой пятой опоры устанавливаются номерные знаки, видимые с вертолета. При этом для ВЛ 750 кВ знаки должны быть эмалированными и иметь размер 400500 мм.
Линейные разъединители, переключательные пункты, вы- сокочастотные заградители, установленные на ВЛ, должны иметь со- ответствующие порядковые номера и диспетчерские наименования.
Защита ВЛ от воздействия окружающей среды
Металлические опоры и подножники, металлические дета- ли железобетонных и деревянных опор, бетонные и железобетонные конструкции должны быть защищены от коррозии с учетом требова- ний строительных норм и правил по защите строительных конструк- ций от коррозии. В необходимых случаях следует предусматривать защиту от электрокоррозии.
Вновь устанавливаемые стальные опоры, а также стальные элемен- ты и детали железобетонных и деревянных опор должны защищаться от коррозии путем применения технологии горячего цинкования.
Защита от коррозии должна проводиться в условиях изготовителя. Допускается выполнение ее на специально оборудованных полигонах.
Стальные канаты, применяемые в качестве грозозащитных тросов, оттяжек и элементов опор, должны иметь коррозионно-стой- кое исполнение с учетом вида и степени агрессивности среды в усло- виях эксплуатации.
На грозозащитный трос и оттяжки в процессе сооружения ВЛ долж- на быть нанесена защитная смазка.
Трасса ВЛ не должна проходить по склонам холмов, овра- гов с неустойчивой структурой грунта.
Трассы ВЛ следует располагать вне зоны возможного сме- щения грунта. При невозможности обхода таких зон должна предусма- триваться инженерная защита ВЛ.
При прохождении ВЛ в условиях пересеченной местности с солифлюкционными явлениями при размещении опор на косогорах подземная часть опор и фундаментов должна рассчитываться на до- полнительную нагрузку от давления слоя сползающего грунта.
При прохождении ВЛ по просадочным грунтам опоры, как правило, должны устанавливаться на площадках с минимальной площадью водосбора с выполнением комплекса противопросадочных мероприятий. Нарушение растительности и почвенного покрова долж- но быть минимальным.
При прохождении ВЛ по полузакрепленным и незакреплен- ным пескам необходимо выполнение пескозакрепительных меропри- ятий. Нарушение растительного покрова должно быть минимальным.
Опоры ВЛ рекомендуется устанавливать на безопасном расстоянии от русла реки с интенсивным размывом берегов, с учетом прогнозируемых перемещений русла и затопляемости поймы, а так- же вне мест, где могут быть потоки дождевых и других вод, ледоходы и т.п. При обоснованной невозможности установки опор в безопасных местах необходимо выполнить мероприятия по защите опор от по- вреждений (специальные фундаменты, укрепление берегов, откосов, склонов, устройство водоотвода, струенаправляющих дамб, ледоре- зов и иных сооружений).
Применение опор с оттяжками на участках ВЛ до 330 кВ, проходящих по обрабатываемым землям, не допускается.
На участках трассы, проходящих по обрабатываемым зем- лям, в населенной местности и в местах стесненных подходов к элек- тростанциям и ПС, рекомендуется применять двухцепные и многоцеп- ные свободностоящие опоры.
При прохождении ВЛ с деревянными опорами на террито- риях, прилегающих к участкам лесного фонда, в том числе к лесным насаждениям с наличием сухостоя, валежника, растительного опада, где возможны низовые пожары, и к болотам, должна быть предусмо- трена одна из следующих мер:
устройство канавы глубиной 0,4 м и шириной 0,6 м на расстоянии 2 м вокруг каждой стойки опоры;
уничтожение травы и кустарника и очистка от них площадки ра- диусом 2 м вокруг каждой опоры;
применение железобетонных приставок, при этом расстояние от земли до нижнего торца стойки должно быть не менее 1 м.
Установка деревянных опор ВЛ 110 кВ и выше в местностях, где возможны низовые или торфяные пожары, не рекомендуется.
В районах расселения крупных птиц для предохранения изоляции от загрязнения, независимо от степени загрязнения окружа- ющей среды, а также для предотвращения гибели птиц следует:
не использовать опоры ВЛ со штыревыми изоляторами (кроме ВЛП, имеющих устройство для защиты от птиц);
на траверсах опор ВЛ 35–330 кВ, в том числе в местах крепле- ния поддерживающих гирлянд изоляторов, а также на тросостойках для исключения возможности посадки или гнездования птиц преду- сматривать установку противоптичьих заградителей;
закрывать верхние отверстия полых стоек железобетонных опор наголовниками.
В районах сильноагрессивной степени воздействия сре- ды, а также в местах, где в процессе эксплуатации установлено кор- розионное разрушение металла изоляторов, линейной арматуры, про- водов и тросов, заземлителей, следует предусматривать:
изоляторы и линейную арматуру в тропическом исполнении, при необходимости с дополнительными защитными мероприятиями;
коррозионно-стойкие провода (см. 5.3.6.6), тросы и тросовые элементы опор (см. 5.3.4.2);
увеличение сечения элементов заземляющих устройств, приме- нение оцинкованных заземлителей.
Климатические условия и нагрузки
При расчете ВЛ и их элементов должны учитываться кли- матические условия: ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, степень агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тро- сов, вибрация.
Определение расчетных условий по ветру и гололеду должно про- водиться на основании соответствующих карт климатического рай- онирования территории Республики Беларусь с уточнением при не- обходимости их параметров в сторону увеличения или уменьшения по региональным картам и материалам многолетних наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов за скоростью ветра, массой, размерами и видом гололедно-изморозевых отложений. В ма-
лоизученных районах1 для этой цели могут организовываться специ- альные обследования и наблюдения.
Основой для районирования по ветровому давлению служат значе- ния максимальных скоростей ветра с 10-минутным интервалом осред- нения скоростей на высоте 10 м с повторяемостью один раз в 25 лет. Районирование по гололеду проводится по максимальной толщине стенки отложения гололеда цилиндрической формы при плотности 0,9 г/см3 на проводе диаметром 10 мм, расположенном на высоте 10 м над поверхностью земли, с повторяемостью один раз в 25 лет.
Температура воздуха определяется на основании данных метеоро- логических станций с учетом положений [56] и требований настоящего технического кодекса.
Интенсивность грозовой деятельности должна определяться по картам районирования территории Республики Беларусь по числу грозовых часов в году, региональным картам с уточнением при необ- ходимости по данным метеостанций о среднегодовой продолжитель- ности гроз.
Степень агрессивного воздействия окружающей среды определя- ется с учетом положений санитарных норм и правил, государствен- ных стандартов, содержащих требования к применению элементов ВЛ и указаний настоящего раздела.
Определение районов по частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов и тросов должно проводиться по карте районирова- ния территории Республики Беларусь с уточнением по данным экс- плуатации.
По частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов и тро- сов территория Республики Беларусь делится на районы с умеренной пляской проводов (частота повторяемости пляски один раз в 5 лет и менее) и редкой пляской проводов (частота повторяемости менее одного раза в 10 лет).
(Измененная редакция, Изм. № 1)
При определении климатических условий должно быть уч- тено влияние на интенсивность гололедообразования и на скорость ветра особенностей микрорельефа местности (небольшие холмы и котловины, высокие насыпи, овраги, балки и т.п.), а в горных рай- онах – особенностей микро- и мезорельефа местности (гребни, скло- ны, платообразные участки, днища долин, межгорные долины и т.п.).
1 К малоизученным районам относятся горная местность и районы, где на 100 км трассы ВЛ для характеристики климатических условий имеется только одна репрезентативная метеорологическая станция.
Значения максимальных ветровых давлений и толщин сте- нок гололеда для ВЛ определяются на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью один раз в 25 лет (нормативные значения).
Нормативное ветровое давление W0, соответствующее 10-минутному интервалу осреднения скорости ветра v0, на высоте 10 м над поверхностью земли принимается по таблице 5.3.1 в соот- ветствии с картой районирования территории Республики Беларусь по ветровому давлению.
Таблица 5.3.1 – Нормативное ветровое давление на высоте 10 м над поверхностью земли
Район по ветру
Нормативное ветровое давление, W0, Па (скорость ветра v0, м/с)
I
400 (25)
II
500 (29)
III
650 (32)
IV
800 (36)
V
1000 (40)
VI
1250 (45)
VII
1500 (49)
Особый
Выше 1500 (выше 49)
Полученное при обработке метеоданных нормативное ветровое давление следует округлять до ближайшего большего значения, при- веденного в таблице 5.3.1.
Ветровое давление W, Па, определяется по формуле
(5.3.1)Ветровое давление более 1500 Па должно округляться до ближай- шего большего значения, кратного 250 Па.
Для ВЛ 110–750 кВ нормативное ветровое давление должно при- ниматься не менее 500 Па.
Для ВЛ, сооружаемых в труднодоступных местностях, ветровое давление рекомендуется принимать соответствующим району на один выше, чем принято для данного района по картам районирования или на основании обработки материалов многолетних наблюдений.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Для участков ВЛ, сооружаемых в условиях, способствую- щих резкому увеличению скоростей ветра (высокий берег большой реки, резко выделяющаяся над окружающей местностью возвышен- ность, открытые для сильных ветров большие озера и водохранилища в пределах 3–5 км), при отсутствии данных наблюдений нормативное ветровое давление следует увеличивать на 40 % по сравнению с при- нятым для данного района. Полученные значения следует округлять до ближайшего значения, указанного в таблице 5.3.1.
Нормативное ветровое давление при гололеде Wг с повто- ряемостью один раз в 25 лет определяется по формуле (5.3.1), по ско- рости ветра при гололеде vг .
Скорость ветра vг принимается по карте районирования ветро-
вых нагрузок при гололеде или определяется по данным наблюдений согласно положениям ТКП 641 по расчету климатических нагрузок. При отсутствии карт районирования и данных наблюдений Wг 0,25W0. Для ВЛ до 20 кВ нормативное ветровое давление при гололеде должно приниматься не менее 200 Па, для ВЛ 330–750 кВ – не менее 160 Па. Нормативные ветровые давления (скорости ветра) при гололеде округляются до ближайших следующих значений, Па (м/с): 80 (11),
120 (14), 160 (16), 200 (18), 240 (20), 280 (21), 320 (23), 360 (24).
Значения более 360 Па должны округляться до ближайшего значе- ния, кратного 40 Па.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Ветровое давление на провода ВЛ определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов, на тро- сы – по высоте расположения центра тяжести тросов, на конструкции опор ВЛ – по высоте расположения средних точек зон, отсчитываемых от отметки поверхности земли в месте установки опоры. Высота каж- дой зоны должна быть не более 10 м.
Для различных высот расположения центра тяжести проводов, тросов, а также средних точек зон конструкции опор ВЛ ветровое дав- ление определяется умножением его значения на коэффициент Kw, принимаемый по таблице 5.3.2.
Полученные значения ветрового давления должны быть округлены до целого числа.
Для промежуточных высот значения коэффициентов Kw определя- ются линейной интерполяцией.
Высота расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов hпр для габаритного пролета определяется по формуле
(5.3.2)
где hср – среднеарифметическое значение высоты крепления прово- дов к изоляторам или среднеарифметическое значение высоты крепления тросов к опоре, отсчитываемое от отметок земли в ме- стах установки опор, м;
f – стрела провеса провода или троса в середине пролета при выс- шей температуре, м.
При расчете проводов и тросов ветер следует принимать направленным под углом 90° к оси ВЛ.
Таблица 5.3.2 – Изменение коэффициента Kw по высоте в зависимости от типа местности
Высота расположения приведенного центра тяжести проводов, тросов и средних точек зон конструкций опор ВЛ над поверхностью земли, м
Коэффициент Kw для типов местности
А
В
С
До 15
1,00
0,65
0,40
20
1,25
0,85
0,55
40
1,50
1,10
0,80
60
1,70
1,30
1,00
80
1,85
1,45
1,15
100
2,00
1,60
1,25
150
2,25
1,90
1,55
200
2,45
2,10
1,80
250
2,65
2,30
2,00
300
2,75
2,50
2,20
350 и выше
2,75
2,75
2,35
Примечание – Типы местности соответствуют определениям, приведенным в 5.3.1.4.
При расчете опор ветер следует принимать направленным под углом 0°, 45° и 90° к оси ВЛ, при этом для угловых опор за ось ВЛ принимается направление биссектрисы внешнего угла поворота, об- разованного смежными участками линии.
Нормативную толщину стенки гололеда bэ плотностью 0,9 г/см3 следует принимать по таблице 5.3.3 в соответствии с картой районирования территории Республики Беларусь по толщине стенки гололеда.
Полученные при обработке метеоданных нормативные толщины стенок гололеда рекомендуется округлять до ближайшего большего значения, приведенного в таблице 5.3.3.
В особых районах следует принимать толщину стенки гололеда, полученную при обработке метеоданных, округленную до 1 мм.
Для ВЛ 330–750 кВ нормативная толщина стенки гололеда должна быть не менее 15 мм.
Для ВЛ, сооружаемых в труднодоступных местностях, толщину стенки гололеда рекомендуется принимать соответствующей району на один выше, чем принято для данного района по картам райониро- вания или на основании обработки метеоданных.
Таблица 5.3.3 – Нормативная толщина стенки гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли
Район по гололеду
Нормативная толщина стенки гололеда bэ, мм
I
10
II
15
III
20
IV
25
V
30
VI
35
VII
40
Особый
Выше 40
(Измененная редакция, Изм. № 1)
При отсутствии данных наблюдений для участков ВЛ, про- ходящих по плотинам и дамбам гидротехнических сооружений, вбли- зи прудов-охладителей, башенных градирен, брызгальных бассейнов в районах с низшей температурой выше –45 °С, нормативную толщину стенки гололеда bэ следует принимать на 5 мм больше, чем для при- легающих участков ВЛ, а для районов с низшей температурой –45° и ниже – на 10 мм больше.
Нормативная ветровая нагрузка при гололеде на провод (трос) определяется по 5.3.5.15 с учетом условной толщины стенки гололеда bу, которая принимается по карте районирования ветровых нагрузок при гололеде или рассчитывается согласно положениям ТКП 641 по расчету климатических нагрузок. При отсутствии карт рай- онирования и данных наблюдений bу bэ.
змененная редакция, Изм. № 1)
Толщина стенки гололеда (bэ, bу) на проводах ВЛ опреде- ляется на высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов, на тросах – на высоте расположения центра тяжести тро-
сов. Высота приведенного центра тяжести проводов и тросов опреде- ляется в соответствии с 5.3.5.7.
Толщина стенки гололеда на проводах (тросах) при высоте рас- положения приведенного их центра тяжести более 25 м определяет- ся умножением ее значения на коэффициенты Ki и Kd, принимаемые по таблице 5.3.4. При этом исходную толщину стенки гололеда (для высоты 10 м и диаметра 10 мм) следует принимать без увеличения, предусмотренного 5.3.5.10. Полученные значения толщины стенки го- лоледа округляются до 1 мм.
При высоте расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов до 25 м поправки на толщину стенки гололеда на прово- дах и тросах в зависимости от высоты и диаметра проводов и тросов не вводятся.
Таблица 5.3.4 – Коэффициенты Ki и Kd, учитывающие изменение толщины стенки гололеда
Высота расположения при- веденного центра тяжести проводов, тросов и средних точек зон конструкций опор над поверхностью земли, м
Коэффициент Ki, учи- тывающий изменение толщины стенки голо- леда по высоте над поверхностью земли
Диаметр провода (троса), мм
Коэффициент Kd, учиты- вающий изменение тол- щины стенки гололеда в зависимости от диаметра провода (троса)
25
1,0
10
1,0
30
1,4
20
0,9
50
1,6
30
0,8
70
1,8
50
0,7
100
2,0
70
0,6
Примечание – Для промежуточных высот и диаметров значения коэффициентов Ki и Kd определя- ются линейной интерполяцией.
Для участков ВЛ, сооружаемых в холмистой местности, независимо от высот местности над уровнем моря нормативную тол- щину стенки гололеда bэ рекомендуется принимать не более 20 мм. При этом не следует учитывать коэффициент Ki.
Температуры воздуха (среднегодовая, низшая, которая принимается за абсолютно минимальную, высшая, которая принима- ется за абсолютно максимальную) определяются по [56] и по данным метеорологических наблюдений с округлением до значений, кратных пяти.
Температуру воздуха при нормативном ветровом давлении W0 сле- дует принимать равной –5°С, за исключением районов со среднего- довой температурой –5 °С и ниже, для которых ее следует принимать равной –10 °С.
Температуру воздуха при гололеде для территории с высотными отметками местности до 1000 м над уровнем моря следует принимать равной –5 °С, при этом для районов со среднегодовой температу- рой –5 °С и ниже температуру воздуха при гололеде следует прини- мать равной –10 °С. В районах, где при гололеде наблюдается темпе- ратура ниже –15 °С, ее следует принимать по фактическим данным.
Нормативная ветровая нагрузка (Н) на провода и тросы
, действующая перпендикулярно проводу (тросу), для каждого рас- считываемого условия определяется по формуле
(5.3.3)
где w – коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролету ВЛ, принимаемый равным:
Ветровое давление, Па
До 200
240
280
300
320
360
400
500
580
и более
Коэффициент αw
1
0,94
0,88
0,85
0,83
0,80
0,76
0,71
0,70
Промежуточные значения w определяются линейной интерполя- цией;
Kl – коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ве- тровую нагрузку, равный 1,2 при длине пролета до 50 м; 1,1 – при 100 м; 1,05 – при 150 м; 1,0 – при 250 м и более (промежуточ- ные значения Kl определяются интерполяцией);
Kw – коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности, определяемый по та- блице 5.3.2;
Cx – коэффициент лобового сопротивления, принимаемый рав- ным: 1,1 – для проводов и тросов, свободных от гололеда, диаме- тром 20 мм и более; 1,2 – для всех проводов и тросов, покрытых гололедом, и для всех проводов и тросов, свободных от гололеда, диаметром менее 20 мм;
W – нормативное ветровое давление, Па, в рассматриваемом ре- жиме:
W W0 – определяется по таблице 5.3.1 в зависимости от ветро- вого района;
W Wг – определяется по 5.3.5.6;
F – площадь продольного диаметрального сечения провода, м2 (при гололеде – с учетом условной толщины стенки гололеда bу);
– угол между направлением ветра и осью ВЛ.
Площадь продольного диаметрального сечения провода (троса) F, м2, определяется по формуле
F (d 2 Ki Kd bу) l 10–3, (5.3.4) где d – диаметр провода, мм;
Ki и Kd – коэффициенты, учитывающие изменение толщины стен- ки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода со- ответственно и определяемые по таблице 5.3.4;
bу – условная толщина стенки гололеда, мм, принимается соглас- но 5.3.5.11;
l – длина ветрового пролета, м.
Нормативная линейная гололедная нагрузка (Н/м) на 1 м провода и трос
определяется по формуле
Ki Kd bэ(d Ki Kd bэ) g · 10–3, (5.3.5)
где Ki, Kd – коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода и при- нимаемые по таблице 5.3.4;
bэ – толщина стенки гололеда, мм, принимается по 5.3.5.9; d – диаметр провода, мм;
– плотность льда, принимаемая равной 0,9 г/см3;
g – ускорение свободного падения, принимаемое равным 9,8 м/с2.
Расчетная ветровая нагрузка (Н) на провода (тросы)
при механическом расчете проводов и тросов по методу допускаемых напряжений определяется по формуле
(5.3.6)
где
– нормативная ветровая нагрузка по 5.3.5.15;nw – коэффициент надежности по ответственности, принимае- мый равным: 1,0 – для ВЛ до 220 кВ; 1,1 – для ВЛ 330–750 кВ и ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах, неза- висимо от напряжения, а также для отдельных особо ответствен- ных одноцепных ВЛ до 220 кВ при наличии обоснования;
p – коэффициент, принимаемый от 1 до 1,3. Допускается при- нимать от 0,85 до 1. Значение коэффициента принимается на ос- новании опыта эксплуатации и указывается в задании на проек- тирование ВЛ;
f – коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,1.
Расчетная линейная гололедная нагрузка (Н/м) на 1 м про- вода (троса) Pг.п при механическом расчете проводов и тросов по мето- ду допускаемых напряжений определяется по формуле
(5.3.7)где
– нормативная линейная гололедная нагрузка, принимаемая по 5.3.5.16;nw – коэффициент надежности по ответственности, принимае- мый равным: 1,0 – для ВЛ до 220 кВ; 1,3 – для ВЛ 330–750 кВ и ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах незави- симо от напряжения, а также для отдельных особо ответственных одноцепных ВЛ до 220 кВ при наличии обоснования;
p – коэффициент, принимаемый равным от 1 до 1,5. Допускает- ся принимать от 0,85 до 1. Значение коэффициента принимает- ся на основании опыта эксплуатации и указывается в задании на проектирование ВЛ;
f – коэффициент надежности по гололедной нагрузке, равный 1,3 для районов по гололеду I и II; 1,6 – для районов по гололеду III и выше;
d – коэффициент условий работы, равный 0,5.
5.3.5.16–5.3.5.18 (Измененная редакция, Изм. № 1)
При расчете приближений токоведущих частей к сооруже- ниям, насаждениям и элементам опор расчетная ветровая нагрузка на провода (тросы) определяется по 5.3.5.17.
При определении расстояний от проводов до поверхности земли и до пересекаемых объектов и насаждений расчетная линейная гололедная нагрузка на провода принимается по 5.3.5.18.
Нормативная ветровая нагрузка на конструкцию опоры определяется как сумма средней и пульсационной составляющих.
Нормативная средняя составляющая ветровой нагрузки (Н) на опору
определяется по формуле
(5.3.8)где Kw принимается по 5.3.5.7; W принимается по 5.3.5.15;
Сx – аэродинамический коэффициент, определяемый в зависи- мости от вида конструкции согласно строительным нормам и пра- вилам;
А – площадь проекции, ограниченная контуром конструкции, ее части или элемента с наветренной стороны на плоскость перпен- дикулярно ветровому потоку, вычисленная по наружному габари- ту, м2.
Для конструкций опор из стального проката, покрытых гололедом, при определении А учитывается обледенение конструкции с толщиной стенки гололеда bу при высоте опор более 50 м, а также для районов по гололеду V и выше независимо от высоты опор.
Для железобетонных и деревянных опор, а также стальных опор с элементами из труб обледенение конструкций при определении на- грузки
не учитывается.Нормативная пульсационная составляющая ветровой на-
грузки
для опор высотой до 50 м принимается:для свободностоящих одностоечных стальных опор:
(5.3.9)для свободностоящих портальных стальных опор:
(5.3.10)для свободностоящих железобетонных опор (портальных и одно- стоечных) на центрифугированных стойках:
(5.3.11)для свободностоящих одностоечных железобетонных опор ВЛ до 35 кВ:
(5.3.12)для стальных и железобетонных опор с оттяжками при шарнир- ном креплении к фундаментам:
(5.3.13)Нормативное значение пульсационной составляющей ветровой нагрузки для свободностоящих опор высотой более 50 м, а также для других типов опор, не перечисленных выше, независимо от их вы-
соты определяется в соответствии со строительными нормами и пра- вилами на нагрузки и воздействия.
В расчетах деревянных опор пульсационная составляющая ветро- вой нагрузки не учитывается.
Нормативная гололедная нагрузка (Н) на конструкции ме- таллических опор J н определяется по формуле
Jн Ki bэ г g A0, (5.3.14) где Ki, bэ, , g принимаются согласно 5.3.5.16;
г – коэффициент, учитывающий отношение площади поверхно- сти элемента, подверженной обледенению, к полной поверхности элемента и принимаемый равным 0,6 для районов по гололеду до IV при высоте опор более 50 м и для районов по гололеду V и выше – независимо от высоты опор;
А0 – площадь общей поверхности элемента, м2.
Для районов по гололеду до IV при высоте опор менее 50 м голо- ледные отложения на опорах не учитываются.
Для железобетонных и деревянных опор, а также стальных опор с элементами из труб гололедные отложения не учитываются.
Гололедные отложения на траверсах рекомендуется определять по приведенной формуле с заменой площади общей поверхности эле- мента на площадь горизонтальной проекции консоли траверсы.
Расчетная ветровая нагрузка (Н) на провода (тросы), вос- принимаемая опорами
, определяется по формуле
(5.3.15)где
– нормативная ветровая нагрузка по 5.3.5.15;nw, p принимаются согласно 5.3.5.17;
f – коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный для проводов (тросов), покрытых гололедом и свободных от го- лоледа:
1,3 – при расчете по первой группе предельных состояний; 1,1 – при расчете по второй группе предельных состояний.
Расчетная ветровая нагрузка (Н) на конструкцию опоры Q определяется по формуле
(5.3.16)
где
– нормативная средняя составляющая ветровой нагрузки, при- нимаемая по 5.3.5.22;
– нормативная пульсационная составляющая ветровой на- грузки, принимаемая по 5.3.5.23;nw, p принимаются согласно 5.3.5.17;
f – коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный: 1,3 – при расчете по первой группе предельных состояний; 1,1 – при расчете по второй группе предельных состояний.
Расчетная ветровая нагрузка (Н) на гирлянду изоляторов Pи определяется по формуле
Pи nw p Kw Cx Fи W0 f , (5.3.17) где nw, p принимаются согласно 5.3.5.17;
Kw принимается согласно 5.3.5.7;
Сx – коэффициент лобового сопротивления цепи изоляторов, принимаемый равным 1,2;
f – коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,3; W0 – нормативное ветровое давление по 5.3.5.4;
Fи – площадь диаметрального сечения цепи гирлянды изолято- ров, м2, определяемая по формуле
Fи 0,7 Dи Hи n N·10–6, (5.3.18) где Dи – диаметр тарелки изоляторов, мм;
Hи – строительная высота изолятора, мм; n – число изоляторов в цепи;
N – число цепей изоляторов в гирлянде.
Расчетная линейная гололедная нагрузка (Н/м) на 1 м про- вода (троса) Рг.о, воспринимаемая опорами, определяется по формуле
(5.3.19)где
– нормативная линейная гололедная нагрузка, принимается согласно 5.3.5.16;пг, p принимаются согласно 5.3.5.18;
f – коэффициент надежности по гололедной нагрузке при расче- те по первой и второй группам предельных состояний, принима-
ется равным 1,3 для районов по гололеду I и II; 1,6 – для районов по гололеду III и выше;
d – коэффициент условий работы, равный:
1,0 – при расчете по первой группе предельных состояний; 0,5 – при расчете по второй группе предельных состояний.
Гололедная нагрузка от проводов и тросов, приложенная к точкам их крепления на опорах, определяется умножением соответствующей линейной гололедной нагрузки (5.3.5.16, 5.3.5.18, 5.3.5.28) на длину весового пролета.
Расчетная гололедная нагрузка (Н) на конструкции опор J определяется по формуле
J Jн пг p f d, (5.3.20)
где Jн – нормативная гололедная нагрузка, принимаемая согласно 5.3.5.24;
пг , p принимаются согласно 5.3.5.18;
f , d принимаются согласно 5.3.5.28.
В районах по гололеду III и выше обледенение гирлянд изоляторов учитывается увеличением их веса на 50 %. В районах по гололеду II и менее обледенение не учитывается.
Воздействие ветрового давления на гирлянды изоляторов при го- лоледе не учитывается.
Расчетная нагрузка на опоры ВЛ от веса проводов, тросов, гирлянд изоляторов, конструкций опор по первой и второй группам предельных состояний определяется при расчетах как произведение нормативной нагрузки на коэффициент надежности по весовой на- грузке f, принимаемый равным для проводов, тросов и гирлянд изоля- торов 1,05, для конструкций опор – с указаниями строительных норм и правил на нагрузки и воздействия.
Нормативные нагрузки на опоры ВЛ от тяжения проводов и тросов определяются при расчетных ветровых и гололедных нагруз- ках по 5.3.5.17 и 5.3.5.18.
Расчетная горизонтальная нагрузка от тяжения проводов и тросов, Тmax, свободных от гололеда или покрытых гололедом, при расчете конструкций опор, фундаментов и оснований определяется как произ- ведение нормативной нагрузки от тяжения проводов и тросов на коэф- фициент надежности по нагрузке от тяжения f , равный:
1,3 – при расчете по первой группе предельных состояний;
1,0 – при расчете по второй группе предельных состояний.
Расчет ВЛ по нормальному режиму работы необходимо проводить для сочетания следующих условий:
высшая температура t+, ветер и гололед отсутствуют;
низшая температура t–, ветер и гололед отсутствуют;
среднегодовая температура tсг, ветер и гололед отсутствуют;
провода и тросы покрыты гололедом по 5.3.5.18, температура при гололеде – по 5.3.5.14, ветер отсутствует;
ветер – по 5.3.5.17, температура при W0 – по 5.3.5.14, гололед отсутствует;
провода и тросы покрыты гололедом – по 5.3.5.18, ветер при го- лоледе на провода и тросы – по 5.3.5.17, температура при гололеде по 5.3.5.14;
расчетная нагрузка от тяжения проводов – по 5.3.5.32.
Расчет ВЛ по аварийному режиму работы необходимо про- изводить для сочетания следующих условий:
среднегодовая температура tcг , ветер и гололед отсутствуют;
низшая температура t– , ветер и гололед отсутствуют;
провода и тросы покрыты гололедом – по 5.3.5.18, температура при гололеде – по 5.3.5.14, ветер отсутствует;
расчетная нагрузка от тяжения проводов – по 5.3.5.32.
При расчете приближения токоведущих частей к кронам деревьев, элементам опор ВЛ и сооружениям необходимо принимать следующие сочетания климатических условий:
при рабочем напряжении: расчетная ветровая нагрузка –
по 5.3.5.17, температура при W0 – по 5.3.5.14, гололед отсутствует;
при грозовых и внутренних перенапряжениях: температура
15 °С, ветровое давление, равное 0,06 W0, но не менее 50 Па;
для обеспечения безопасного подъема на опору при наличии напряжения на линии: для ВЛ 330 кВ и ниже – температура –15 °С, гололед и ветер отсутствуют; для ВЛ 750 кВ – температура –15 °С, ветровое давление 50 Па, гололед отсутствует.
При расчете приближений угол отклонения у поддерживающей гирлянды изоляторов от вертикали определяется по формуле
tg (Kg Р Ри Ро) / (Gпр 0,5 Gг), (5.3.21) где P – расчетная ветровая нагрузка на провода фазы, направленная
поперек оси ВЛ (или по биссектрисе угла поворота ВЛ), Н;
Kg – коэффициент инерционности системы «гирлянда – провод в пролете», при отклонениях под давлением ветра принимается равным:
Ветровое давление, Па
До 310
350
425
500
От 615
Коэффициент Kg
1
0,95
0,9
0,85
0,8
Промежуточные значения определяются линейной интерполя- цией;
Рo – горизонтальная составляющая от тяжения проводов на под- держивающую гирлянду промежуточно-угловой опоры (принима- ется со знаком «», если ее направление совпадает с направле- нием ветра, и со знаком «–», если она направлена в наветренную сторону), Н;
Gпp – расчетная нагрузка от веса провода, воспринимаемая гир- ляндой изоляторов, Н;
Gг – расчетная нагрузка от веса гирлянды изоляторов, Н;
Pи – расчетная ветровая нагрузка на гирлянды изоляторов, Н, принимаемая по 5.3.5.27.
Проверку опор ВЛ по условиям монтажа необходимо про- водить по первой группе предельных состояний на расчетные нагруз- ки при следующих климатических условиях: температура –15 °С, ве- тровое давление на высоте 15 м над поверхностью земли – 50 Па, гололед отсутствует.
Провода и грозозащитные тросы
Воздушные линии могут выполняться с одним или несколь- кими проводами в фазе; во втором случае фаза называется расще- пленной.
Провода расщепленной фазы могут быть изолированы друг от друга. Диаметр проводов, их сечение и количество в фазе, а также рассто-
яние между проводами расщепленной фазы определяются расчетом.
На проводах расщепленной фазы в пролетах и петлях ан- керных опор должны быть установлены дистанционные распорки. Расстояния между распорками или группами распорок, устанавли- ваемыми в пролете на расщепленной фазе из двух или трех прово- дов, не должны превышать 60 м, а при прохождении ВЛ по местности типа А (см. 5.3.1.4) – 40 м. Расстояния между распорками или груп- пами распорок, устанавливаемыми в пролете на расщепленной фазе из четырех и более проводов, не должны превышать 40 м. При про- хождении ВЛ по местности типа С эти расстояния допускается увели- чивать до 60 м.
На ВЛ должны применяться многопроволочные провода и тросы. Минимально допустимые сечения проводов приведены в та- блице 5.3.5.
Таблица 5.3.5 – Минимально допустимые сечения проводов по условиям механической прочности
Характеристика ВЛ
Сечение проводов, мм2
алюминиевых и из нетермообрабо- танного алюминие- вого сплава
из термооб- работанного алюминиево- го сплава
стале- алюми- ниевых
сталь- ных
ВЛ без пересечений в районах
70
50
35/6,2
35
по гололеду:
до II
III и IV
95
50
50/8
35
в V и более
–
–
70/11
35
Пересечения ВЛ с судоходными
70
50
50/8
35
реками и инженерными сооружениями
в районах по гололеду:
до II
III и IV
95
70
50/8
50
в V и более
–
–
70/11
50
ВЛ, сооружаемые на двухцепных
–
–
70/11
–
или многоцепных опорах*:
до 10 кВ
35 кВ и выше
–
–
120/19
–
ВЛ, сооружаемые на одноцепных
–
–
70/11
–
опорах*:
35 кВ
110 кВ
–
–
120/19
–
* Для ВЛ 220–330 кВ минимальные допустимые сечения проводов принимаются по условиям таблицы 5.3.6.
Примечания
В пролетах пересечений с автомобильными дорогами, троллейбусными и трамвайными линиями, железными дорогами необщего пользования допускается применение проводов таких же сечений, как на ВЛ без пересечений.
В районах, где требуется применение проводов с антикоррозионной защитой, минимально допустимые сечения проводов принимаются такими же, как сечения соответствующих марок без антикоррозионной защиты.
Для снижения потерь электроэнергии на перемагничивание стальных сердечников в сталеалюминиевых проводах и в проводах из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердеч- ником рекомендуется применять провода с четным числом повивов алюминиевых проволок.
В качестве грозозащитных тросов для вновь строящихся ВЛ следует, как правило, применять стальные канаты, плакированные
алюминием и по способу свивки нераскручивающиеся (Н), сечением не менее:
35 мм2 – на ВЛ 35 кВ без пересечений;
35 мм2 – на ВЛ 35 кВ в пролетах пересечений с железными доро- гами общего пользования и электрифицированными в районах по го- лоледу I и II;
50 мм2 – в остальных районах и на ВЛ, сооружаемых на двух- цепных и многоцепных опорах;
50 мм2 – на ВЛ 110 кВ;
70 мм2 – на ВЛ 220 кВ и выше.
Сталеалюминиевые провода или провода из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником в качестве грозоза- щитного троса рекомендуется применять:
на особо ответственных переходах через инженерные сооруже- ния (электрифицированные железные дороги, автомобильные дороги категории IA (см. 5.3.19.1), судоходные водные преграды и т.п.);
на участках ВЛ, проходящих в районах с повышенным загряз- нением атмосферы (промышленные зоны с высокой химической ак- тивностью уносов, зоны интенсивного земледелия с засоленными почвами и водоемами, побережья морей и т.п.), а также проходящих по населенной и труднодоступной местностям;
на ВЛ с большими токами однофазного КЗ по условиям термиче- ской стойкости и для уменьшения влияния ВЛ на линии связи.
При этом для ВЛ, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, независимо от напряжения суммарное сечение алюминиевой (или из алюминиевого сплава) и стальной частей троса должно быть не менее 120 мм2.
При использовании грозозащитных тросов для организации много- канальных систем высокочастотной связи при необходимости приме- няются одиночные или сдвоенные изолированные друг от друга тросы или тросы со встроенным оптическим кабелем связи (см. 5.3.12.1– 5.3.12.23). Между составляющими сдвоенного троса в пролетах и пет- лях анкерных опор должны быть установлены дистанционные изоли- рующие распорки.
Расстояния между распорками в пролете не должны превышать 40 м.
Для сталеалюминиевых проводов с площадью поперечного сечения алюминиевых проволок (А) и стальных проволок (C) рекомен- дуются следующие области применения:
районы с толщиной стенки гололеда 25 мм и менее:
А до 185 мм2 – при отношении А/С от 6,0 до 6,25;
А от 240 мм2 и более – при отношении А/С более 7,71;
районы с толщиной стенки гололеда более 25 мм:
А до 95 мм2 – при отношении А/С 6,0;
А от 120 до 400 мм2 – при отношении А/С от 4,29 до 4,39;
А от 450 мм2 и более – при отношении А/С от 7,71 до 8,04;
на больших переходах с пролетами более 700 м – при отноше- нии А/C 1,46.
Выбор марок проводов из других материалов обосновывается рас- четами.
При сооружении ВЛ в местах, где опытом эксплуатации установ- лено разрушение проводов от коррозии (побережья соленых озер, промышленные районы и районы засоленных песков, прилежащие к ним районы с атмосферой воздуха типа II и III), а также в местах, где на основании данных изысканий возможны такие разрушения, следу- ет применять провода, которые в соответствии с государственными стандартами и техническими условиями предназначены для указан- ных условий.
На равнинной местности при отсутствии данных эксплуатации ши- рину прибрежной полосы, к которой относится указанное требование, следует принимать равной 5 км, а полосы от химических предприя- тий – 1,5 км.
При выборе конструкции ВЛ, количества составляющих и площади сечения проводов фазы и их расположения необходимо ограничение напряженности электрического поля на поверхности про- водов до уровней, допустимых по короне и радиопомехам (см. [8], гла- ва 1.3).
По условиям короны и радиопомех при отметках до 1000 м над уровнем моря рекомендуется применять на ВЛ провода диаме- тром не менее указанных в таблице 5.3.6.
Таблица 5.3.6 – Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех, мм
Напряжение ВЛ, кВ
Фаза с проводами
одиночными
два и более
110
11,4 (АС 70/11)
–
220
21,6 (АС 240/32)
24,0 (АС 300/39)
–
330
33,2 (АС 600/72)
2 21,6 (2 AС 240/32)
3 15,2 (3 AC 120/19)
3 17,1 (3 AС 150/24)
Окончание таблицы 5.3.6
Напряжение ВЛ, кВ
Фаза с проводами
одиночными
два и более
750
–
4 29,1 (4 AС 400/93)
5 21,6 (5 АС 240/32)
Примечания
Для ВЛ 220 кВ минимальный диаметр провода 21,6 мм относится к горизонтальному располо- жению фаз, а в остальных случаях расположения фаз допустим с проверкой по радиопомехам согласно [8] (глава 1.3).
Для ВЛ 330 кВ минимальный диаметр провода 15,2 мм (три провода в фазе) относится к одно- цепным опорам.
Сечение грозозащитного троса, выбранное по механическо- му расчету, должно быть проверено на термическую стойкость в соот- ветствии с [8] (глава 1.4) и 5.3.12.16, 5.3.12.18, 5.3.12.19.
Провода и тросы должны рассчитываться на расчетные на- грузки нормального, аварийного и монтажного режимов ВЛ для соче- таний условий, указанных в 5.3.5.33–5.3.5.36.
При этом напряжения в проводах (тросах) не должны превышать допустимые значения, приведенные в таблице 5.3.7.
Таблица 5.3.7 – Допустимое механическое напряжение в проводах и тросах ВЛ напряжением выше 1 кВ
Провода и тросы
Допустимое напряже- ние, % предела прочности
при растяжении
Допустимое напряжение, Н/мм2
при наиболь- шей нагрузке и низшей температуре
при средне- годовой темпера- туре
при наиболь- шей нагрузке и низшей температуре
при средне- годовой темпера- туре
Алюминиевые с площадью попереч-
35
30
56
48
ного сечения, мм2:
70–95
120–240
40
30
64
51
300–750
45
30
72
51
Из нетермообработанного алюми-
40
30
83
62
ниевого сплава площадью попереч-
ного сечения, мм2:
50–95
120–185
45
30
94
62
Провода и тросы
Допустимое напряже- ние, % предела прочности
при растяжении
Допустимое напряжение, Н/мм2
при наиболь- шей нагрузке и низшей температуре
при средне- годовой темпера- туре
при наиболь- шей нагрузке и низшей температуре
при средне- годовой темпера- туре
Из термообработанного алюми- ниевого сплава площадью попереч- ного сечения, мм2:
50–95
120–185
40
45
30
30
114
128
85
85
Сталеалюминиевые площадью
45
30
104
69
поперечного сечения алюминиевой
части провода, мм2:
400 и 500 при А/С 20,27 и 18,87
400, 500 и 1000 при А/С 17,91,
45
30
96
64
18,08 и 17,85
330 при А/С 11,51
45
30
117
78
150–800 при А/С от 7,8 до 8,04
45
30
126
84
35–95 при А/С от 5,99 до 6,02
40
30
120
90
120 и более при А/С от 6,14 до 6,28
45
30
135
90
120 и более при А/С от 4,29 до 4,38
45
30
153
102
500 при А/С 2,43
45
30
205
137
185, 300 и 500 при А/С 1,46
45
30
254
169
70 при А/С 0,95
45
30
272
204
95 при А/С 0,65
40
30
308
231
Из термообработанного алюминиевого
45
30
292
195
сплава со стальным сердечником
площадью поперечного сечения
алюминиевого сплава, мм2:
500 при А/С 1,46
70 при А/С 1,71
45
30
279
186
Стальные провода
50
35
310
216
Стальные канаты
50
35
По стандартам и техниче- ским условиям
Защищенные провода, АСИ, СИП-4
40
30
114
85
Указанные в таблице 5.3.7 напряжения следует относить к той точке провода на длине пролета, в которой напряжение наи-
большее. Допускается указанные напряжения принимать для низшей точки провода при условии превышения напряжения в точках подвеса не более 5 %.
Расчет монтажных напряжений и стрел провеса проводов (тросов) должен выполняться с учетом остаточных деформаций (вы- тяжки).
В механических расчетах проводов (тросов) следует принимать физико-механические характеристики, приведенные в таблице 5.3.8.
Таблица 5.3.8 – Физико-механические характеристики проводов и тросов
Провода и тросы
Модуль упругости, 104 Н/мм2
Температурный коэффициент ли- нейного удлинения, 10–6 град–1
Предел прочности при растяжении р*, Н/мм2, провода и троса в целом
Алюминиевые
6,30
23,0
16
Сталеалюминиевые с отношением
7,04
21,5
210
площадей поперечных сечений А/С:
20,27
16,87–17,82
7,04
21,2
220
11,51
7,45
21,0
240
8,04–7,67
7,70
19,8
270
6,28–5,99
8,25
19,2
290
4,36–4,28
8,90
18,3
340
2,43
10,3
16,8
460
1,46
11,4
15,5
565
0,95
13,4
14,5
690
0,65
13,4
14,5
780
Из нетермообработанного алюми- ниевого сплава
6,3
23,0
208
Из термообработанного алюминие- вого сплава
6,3
23,0
285
Из термообработанного алюминиево-
11,65
15,83
620
го сплава со стальным сердечником
с отношением площадей поперечных
сечений А/С:
1,71
1,46
12,0
15,5
650
Стальные канаты
18,5
12,0
1200**
Стальные провода
20,0
12,0
620
Защищенные провода, АСИ, СИП-4
6,25
23,0
294
Провода и тросы
Модуль упругости, 104 Н/мм2
Температурный коэффициент ли- нейного удлинения, 10–6 град–1
Предел прочности при растяжении р*, Н/мм2, провода и троса в целом
* Предел прочности при растяжении р определяется отношением разрывного усилия провода (троса) Pр, нормированного государственным стандартом или техническими условиями, к площади поперечного сечения sп: р Pр / sп. Для сталеалюминиевых проводов sп sА sС.
** Принимается по соответствующим стандартам, но не менее 1200 Н/мм2.
Защищать от вибрации следует:
одиночные провода и тросы при длинах пролетов, превышающих значения, приведенные в таблице 5.3.9, и механических напряжениях при среднегодовой температуре, превышающих приведенные в та- блице 5.3.10;
расщепленные провода и тросы из двух составляющих при дли- нах пролетов, превышающих 150 м, и механических напряжениях, превышающих приведенные в таблице 5.3.11;
провода расщепленной фазы из трех и более составляющих при длинах пролетов, превышающих 700 м;
провода ВЛП при прохождении трассы на местности типа А, если напряжение в проводе при среднегодовой температуре превышает 40 Н/мм2.
В таблицах 5.3.9–5.3.11 тип местности принимается согласно 5.3.1.4.
При длинах пролетов менее указанных в таблице 5.3.9 и в мест- ности типа С защита от вибрации не требуется.
Таблица 5.3.9 – Длины пролетов для одиночных проводов и тросов, требующих защиты от вибрации
Провода, тросы
Площадь сечения*, мм2
Пролеты длиной более, м, в местности типа
А
В
Сталеалюминиевые, из термообработанного
35–95
80
95
алюминиевого сплава со стальным сердечни- ком и без него*
120–240
300 и более
100
120
120
145
Алюминиевые и из нетермообработанного
50–95
60
95
алюминиевого сплава
120–240
100
120
300 и более
120
145
Стальные
25 и более
120
145
* Приведены площади сечения алюминиевой части.
Таблица 5.3.10 – Механические напряжения, Н/мм2, одиночных проводов и тросов, требующих защиты от вибрации, при среднегодовой температуре tсг
Провода, тросы
Тип местности
А
В
Сталеалюминиевые марок АС при А/С:
>70
>85
0,65–0,95
1,46
>60
>70
4,29–4,39
>45
>55
6,0–8,05
>40
>45
11,5 и более
>35
>40
Алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава всех марок
>35
>40
Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечни- ком и без него всех марок
>40
>45
Стальные всех марок
>170
>195
Защищать от вибрации рекомендуется:
провода алюминиевые и из нетермообработанного алюминиево- го сплава площадью сечения до 95 мм2, из термообработанного алю- миниевого сплава и сталеалюминиевые провода площадью сечения алюминиевой части до 70 мм2, стальные тросы площадью сечения до 35 мм2 – гасителями вибрации петлевого типа (демпфирующие петли) или армирующими спиральными прутками, протекторами, спи- ральными вязками;
провода (тросы) большего сечения – гасителями вибрации типа Стокбриджа;
провода ВЛП в местах их крепления к изоляторам – гасителями вибрации спирального типа с полимерным покрытием.
Гасители вибрации следует устанавливать с обеих сторон пролета.
Таблица 5.3.11 – Механические напряжения, Н/мм2, расщепленных проводов и тросов из двух составляющих, требующих защиты от вибрации, при среднегодовой температуре tсг
Провода, тросы
Тип местности
А
В
Сталеалюминиевые марок АС при А/С:
>75
>85
0,65–0,95
1,46
>65
>70
4,29–4,39
>50
>55
6,0–8,05
>45
>50
Окончание таблицы 5.3.11
Провода, тросы
Тип местности
А
В
11,5 и более
>40
>45
Алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава всех
>40
>45
марок
Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечни-
>45
>50
ком и без него всех марок
Стальные всех марок
>195
>215
Для ВЛ, проходящих в особых условиях (отдельные пролеты в местности типа С и др.), защита от вибрации должна проводиться по специальному проекту.
Защита от вибрации больших переходов выполняется согласно 5.3.11.14.
Расположение проводов и тросов и расстояния между ними
На ВЛ может применяться любое расположение проводов на опоре: горизонтальное, вертикальное, смешанное. На ВЛ 35 кВ и выше с расположением проводов в несколько ярусов предпочти- тельной является схема со смещением проводов соседних ярусов по горизонтали; в районах по гололеду IV и более рекомендуется при- менять горизонтальное расположение проводов.
Расстояния между проводами ВЛ, а также между провода- ми и тросами должны выбираться:
по условиям работы проводов (тросов) в пролетах согласно 5.3.7.3–5.3.7.9;
по допустимым изоляционным расстояниям: между проводами – согласно 5.3.9.11; между проводами и элементами опоры – согласно 5.3.9.9;
по условиям защиты от грозовых перенапряжений – согласно 5.3.9.5 и 5.3.9.6;
по условиям короны и допустимых уровней радиопомех и аку- стических шумов – согласно 5.3.6.7, государственным стандартам, строительным нормам и правилам.
Расстояния между проводами, а также между проводами и троса- ми выбираются по стрелам провеса, соответствующим габаритному пролету; при этом стрела провеса троса должна быть не более стрелы провеса провода.
В отдельных пролетах (не более 10 % общего количества), полу- ченных при расстановке опор и превышающих габаритные пролеты не более чем на 25 %, увеличения расстояний, вычисленных для га- баритного пролета, не требуется.
Для пролетов, превышающих габаритные более чем на 25 %, следу- ет производить проверку расстояний между проводами и между прово- дами и тросами согласно требованиям 5.3.7.3–5.3.7.5, 5.3.7.7–5.3.7.10,
5.3.9.5 и 5.3.9.6, при этом допускается не учитывать требования таблиц приложения А.
При различии стрел провеса, конструкций проводов и гирлянд изо- ляторов в разных фазах ВЛ дополнительно должны проверяться рас- стояния между проводами (тросами) в пролете. Проверка проводится при наиболее неблагоприятных статических отклонениях при норма- тивном ветровом давлении W0, направленном перпендикулярно оси пролета данной ВЛ. При этом расстояния между проводами или про- водами и тросами в свету для условий наибольшего рабочего напря- жения должны быть не менее указанных в 5.3.9.9 и 5.3.9.10.
На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при го- ризонтальном расположении проводов минимальное расстояние меж- ду проводами в пролете определяется по формуле
(5.3.22)где dгop – расстояние по горизонтали между неотклоненными прово- дами (для расщепленных проводов – между ближайшими прово- дами разных фаз), м;
dэл – расстояние согласно 5.3.9.11 для условий внутренних пере- напряжений, м;
Kв – коэффициент, значение которого принимается по табли- це 5.3.12;
f – наибольшая стрела провеса при высшей температуре или при гололеде без ветра, соответствующая действительному пролету, м;
– длина поддерживающей гирлянды изоляторов, м:
для пролета, ограниченного анкерными опорами, 0;
для пролетов с комбинированными гирляндами изоляторов
принимается равной ее проекции на вертикальную плоскость;
для пролетов с различной конструкцией гирлянд изоляторов
принимается равной полусумме длин гирлянд изоляторов смежных опор;
– поправка на расстояние между проводами, м, принимается равной 0,25 на ВЛ 35 кВ и 0,5 на ВЛ 110 кВ и выше в пролетах, ограниченных анкерными опорами, в остальных случаях 0.
Таблица 5.3.12 – Значение коэффициента Kв
Pwп /PI*
0,5
1
2
3
5
7
10 и более
Kв
0,65
0,70
0,73
0,75
0,77
0,775
0,78
* Рwп – расчетная ветровая нагрузка на провод согласно 5.3.5.17, Н; РI – расчетная нагрузка от веса про- вода, Н.
Для промежуточных значений Рwп /РI, указанных в таблице 5.3.12, Kв определяется линейной интерполяцией.
На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при вертикальном расположении проводов минимальное расстояние между неотклоненными проводами в середине пролета определяется по формуле
(5.3.23)где dверт – расстояние между неотклоненными проводами (для рас- щепленных проводов – между ближайшими проводами разно- именных фаз) по вертикали, м;
dэл, f, , – то же, что и в 5.3.7.3;
Kг – коэффициент, значение которого принимается по табли- це 5.3.13;
– угол наклона прямой, соединяющей точки крепления про- водов (тросов) смежных опор к горизонтали; при углах наклона до 10° допускается принимать cos 1.
Таблица 5.3.13 – Значение коэффициента Kг
Значение стрел провеса, м
Значение коэффициента Kг при отношении Рг.п /РI*
0,5
1
2
3
4
5
7
10 и более
Менее 12
0,4
0,7
0,9
1,1
1,2
1,25
1,3
1,4
От 12 до 20
0,5
0,85
1,15
1,4
1,5
1,6
1,75
1,9
Выше 20
0,55
0,95
1,4
1,75
2,0
2,1
2,3
2,4
* Рг.п – расчетная гололедная нагрузка на провод, Н/м, определяется по 5.3.5.18; PI – то же, что в 5.3.7.3.
Для промежуточных значений Рг.п / PI, указанных в таблице 5.3.13, Kг определяется линейной интерполяцией.
На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при сме- шанном расположении проводов (имеются смещения проводов друг относительно друга как по горизонтали, так и по вертикали) минималь- ное смещение по горизонтали dгор (при заданном расстоянии между проводами по вертикали) или минимальное расстояние по вертикали dверт (при заданном смещении по горизонтали) определяется в сере- дине пролета в зависимости от наименьших расстояний между прово- дами ВЛ dгор и dверт, рассчитанных согласно 5.3.7.3 и 5.3.7.4 для факти- ческих условий, и принимается в соответствии с таблицей 5.3.14 (при dгор < dверт) или таблицей 5.3.15 (при dгор > dверт).
Таблица 5.3.14 – Соотношения между горизонтальным и вертикальным смещением проводов при dгор < dверт
Горизонтальное смещение
0
0,25dгор
0,50dгор
0,75dгор
dгор
Вертикальное расстояние
dверт
0,95dверт
0,85dверт
0,65dверт
0
Таблица 5.3.15 – Соотношения между горизонтальным и вертикальным смещением проводов при dгор > dверт
Вертикальное расстояние
0
0,25dверт
0,50dверт
0,75dверт
dверт
Горизонтальное смещение
dгор
0,95dгор
0,85dгор
0,65dгор
0
Промежуточные значения смещений и расстояний определяются линейной интерполяцией.
Расстояния, определенные по 5.3.7.3–5.3.7.5, допускается окру- глять до 0,1 м для стрел провеса до 4 м, до 0,25 м – для стрел провеса 4–12 м и до 0,5 м – для стрел провеса более 12 м.
Выбранные согласно 5.3.7.4, 5.3.7.5 расстояния между про- водами должны быть также проверены на условия пляски (см. при- ложение А, таблицы А.1–А.8). Из двух расстояний следует принимать большее.
На ВЛ 35 кВ и выше с подвесными изоляторами при непа- раллельном расположении проводов минимальные расстояния между ними следует определять:
в середине пролета – в соответствии с 5.3.7.3–5.3.7.6;
на опоре: горизонтальные расстояния dгор – согласно 5.3.7.3 при стреле провеса провода f /16, длине поддерживающей гирлянды изоляторов /16 и Kв 1; вертикальные расстояния dверт – согласно
при стреле провеса f 0 и Kг 1.
Расстояния между проводами ВЛ с металлическими и железобе- тонными опорами должны также удовлетворять требованиям: на од- ноцепных опорах – 5.3.9.9, 5.3.9.10, на двухцепных опорах – 5.3.7.10, на ВЛ с деревянными опорами – требованиям 5.3.9.8;
на расстоянии от опоры, равном 0,25 длины пролета: горизон- тальные расстояния dгор определяются интерполяцией расстояния на опоре и в середине пролета; вертикальные расстояния dверт при- нимаются как для середины пролета.
При изменении взаимного расположения проводов в пролете наи- меньшее расстояние между проводами определяется линейной интер- поляцией минимальных расстояний dгор или dверт, рассчитанных в точ- ках, ограничивающих первую или вторую четверти пролета от опоры, в которой имеется пересечение.
Расстояния между проводами и тросами определяются со- гласно 5.3.7.3–5.3.7.5 дважды: по параметрам провода и параметрам троса, и из двух расстояний выбирается большее. При этом допуска- ется определять расстояния по фазному напряжению ВЛ.
Выбор расстояний между проводами и тросами по условиям пля- ски производится по стрелам провеса провода при среднегодовой температуре (см. приложение А).
При двух и более тросах на ВЛ выбор расстояний между ними про- водится по параметрам тросов.
На ВЛ 35 кВ и ниже со штыревыми и стержневыми изоля- торами при любом расположении проводов расстояние между ними по условиям их сближения в пролете должно быть не менее значений, м, определенных по формуле
d dэл 0,6 f, (5.3.24)
где dэл – то же, что и в 5.3.7.3;
f – стрела провеса при высшей температуре после вытяжки про- вода в действительном пролете, м.
При f > 2 м расстояние d допускается определять согласно 5.3.7.3 и 5.3.7.4 при 0.
Расстояние между проводами на опоре и в пролете ВЛП независи- мо от расположения проводов на опоре и района по гололеду должно быть не менее 0,4 м.
На двухцепных опорах расстояние между ближайшими проводами разных цепей по условию работы проводов в пролете должно удовлетворять требованиям 5.3.7.3–5.3.7.6, 5.3.7.11. При этом указанные расстояния должны быть не менее: 2 м – для ВЛ до 10 кВ со штыревыми и 2,5 м с подвесными изоляторами; 2,5 м – для ВЛ 35 кВ
со штыревыми и 3 м с подвесными изоляторами; 4 м – для ВЛ 110 кВ; 6 м – для ВЛ 220 кВ; 7 м – для ВЛ 330 кВ; 10 м – для ВЛ 750 кВ.
На двухцепных опорах ВЛП расстояние между ближайшими прово- дами разных цепей должно быть не менее 0,6 м для ВЛП со штыревы- ми изоляторами и не менее 1,5 м – с подвесными изоляторами.
Провода ВЛ разных напряжений выше 1 кВ могут быть под- вешены на общих опорах.
Допускается подвеска на общих опорах проводов ВЛ до 10 кВ и ВЛ до 1 кВ при соблюдении следующих условий:
ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным условиям ВЛ выс- шего напряжения;
провода ВЛ до 10 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ, причем расстояние между ближайшими проводами ВЛ разных напряжений на опоре, а также в середине пролета при температуре окружающего воздуха 15 °С без ветра должно быть не менее 2 м;
крепление проводов высшего напряжения на штыревых изоля- торах должно быть двойным.
В сетях до 35 кВ с изолированной нейтралью, имеющих участки совместной подвески с ВЛ более высокого напряжения, электромаг- нитное и электростатическое влияние последних не должно вызывать смещение нейтрали при нормальном режиме сети более 15 % фазно- го напряжения.
К сетям с заземленной нейтралью, подверженным влиянию ВЛ бо- лее высокого напряжения, специальных требований в отношении на- веденного напряжения не предъявляется.
Провода ВЛП могут быть подвешены на общих опорах с провода- ми ВЛ 6–10 кВ, а также с проводами ВЛ и ВЛИ до 1 кВ.
Расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛП и ВЛ 6–10 кВ на общей опоре и в пролете при температуре 15 °С без ветра должно быть не менее 1,5 м.
При подвеске на общих опорах проводов ВЛП 6–10 кВ и ВЛ до 1 кВ или ВЛИ должны соблюдаться следующие требования:
ВЛ до 1 кВ или ВЛИ должны выполняться по расчетным услови- ям ВЛП;
провода ВЛП 6–10 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ или ВЛИ;
расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛП 6–10 кВ и проводами ВЛ до 1 кВ или ВЛИ на общей опоре и в про- лете при температуре 15 °С без ветра должно быть не менее 0,4 м для ВЛИ и 1,5 м для ВЛ;
крепление проводов ВЛП 6–10 кВ на штыревых и подвесных изо- ляторах должно выполняться усиленным.
Изоляторы и арматура
На ВЛ 110 кВ и выше должны применяться подвесные изо- ляторы. Допускается применение стержневых и опорно-стержневых изоляторов.
На ВЛ 35 кВ должны применяться подвесные или стержневые изо- ляторы. Допускается применение штыревых изоляторов.
На ВЛ 10 кВ и ниже должны применяться:
на промежуточных опорах – любые типы изоляторов;
на опорах анкерного типа – подвесные изоляторы, допускается применение штыревых изоляторов в районе по гололеду I и в нена- селенной местности.
Выбор типа и материала (стекло, фарфор, полимерные ма- териалы) изоляторов производится с учетом климатических условий (температуры и увлажнения) и условий загрязнения.
На ВЛ 330 кВ и выше рекомендуется применять стеклян- ные или полимерные (по согласованию с заказчиком) изоляторы, на ВЛ 35–220 кВ – стеклянные, полимерные и фарфоровые (преиму- щество должно отдаваться стеклянным или полимерным изоляторам). Следует применять стеклянные изоляторы или, при наличии соот-
ветствующего обоснования, полимерные:
на ВЛ, проходящих в особо сложных для эксплуатации условиях (болота, поймы рек и т.п.);
на ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах;
на ВЛ, питающих тяговые ПС электрифицированных железных дорог;
на больших переходах независимо от напряжения.
Выбор количества изоляторов в гирляндах проводится в соответ- ствии с приложением Б.
Изоляторы и арматура выбираются по нагрузкам в нор- мальных и аварийных режимах работы ВЛ при климатических услови- ях, указанных в 5.3.5.33 и 5.3.5.34 соответственно.
Горизонтальная нагрузка в аварийных режимах поддерживающих гирлянд изоляторов определяется согласно 5.3.10.7–5.3.10.9.
Расчетные усилия в изоляторах и арматуре не должны превышать установленных государственными стандартами и техническими усло- виями значений разрушающих нагрузок (механической или электро- механической для изоляторов и механической для арматуры), делен- ных на коэффициент надежности по материалу м.
Для ВЛ, проходящих в районах со среднегодовой температу-
рой –10 °С и ниже или в районах с низшей температурой –50 °С и ниже, расчетные усилия в изоляторах и арматуре умножаются на ко- эффициент условий работы d 1,4 , для остальных ВЛ d 1,0.
Коэффициенты надежности по материалу м для изолято- ров и арматуры должны быть не менее:
в нормальном режиме:
при наибольших нагрузках – 2,5;
при среднеэксплуатационных нагрузках для изоляторов:
для поддерживающих гирлянд – 5,0;
для натяжных гирлянд – 6,0;
в аварийном режиме:
– для ВЛ 750 кВ – 2,0;
для ВЛ 330 кВ и ниже – 1,8;
в нормальном и аварийных режимах:
для крюков и штырей – 1,1.
В качестве расчетного аварийного режима работы двух- и многоцепных поддерживающих и натяжных гирлянд изоляторов с механической связкой между цепями изоляторов (см. 5.3.8.14) следует принимать обрыв одной цепи. При этом расчетные нагрузки от проводов и тросов принимаются для климатических условий, ука- занных в 5.3.5.33 в режимах, дающих наибольшие значения нагрузок, а расчетные усилия в оставшихся в работе цепях изоляторов не долж- ны превышать 90 % механической (электромеханической) разрушаю- щей нагрузки изоляторов.
Конструкции поддерживающих и натяжных гирлянд изо- ляторов должны обеспечивать возможность удобного производства строительно-монтажных и ремонтных работ.
Крепление проводов к подвесным изоляторам и крепле- ние тросов следует проводить при помощи глухих поддерживающих или натяжных зажимов.
Крепление проводов к штыревым изоляторам следует проводить проволочными вязками или специальными зажимами. Допускается в месте крепления проводов ВЛП к подвесным изоляторам снимать защитную изолирующую оболочку.
Радиопомехи, создаваемые гирляндами изоляторов и ар- матурой при наибольшем рабочем напряжении ВЛ, не должны превы- шать значений, нормируемых государственными стандартами.
Поддерживающие гирлянды изоляторов ВЛ 750 кВ должны выполняться двухцепными с раздельным креплением к опоре.
Поддерживающие гирлянды изоляторов для про- межуточно-угловых опор ВЛ 330 кВ и выше должны выполняться двух- цепными.
На ВЛ 110 кВ и выше в условиях труднодоступной мест- ности рекомендуется применение двухцепных поддерживающих и на- тяжных гирлянд изоляторов с раздельным креплением к опоре.
В двухцепных поддерживающих гирляндах изоляторов цепи следует располагать вдоль оси ВЛ.
Для защиты проводов шлейфов (петель) от повреждений при соударении с арматурой натяжных гирлянд изоляторов ВЛ с фа- зами, расщепленными на три провода и более, на них должны быть установлены предохранительные муфты в местах приближения про- водов шлейфа к арматуре гирлянды.
Двух- и трехцепные натяжные гирлянды изоляторов следу- ет предусматривать с раздельным креплением к опоре. Допускается натяжные гирлянды с количеством цепей более трех крепить к опоре не менее чем в двух точках.
Конструкции натяжных гирлянд изоляторов расщепленных фаз и узел их крепления к опоре должны обеспечивать раздельный мон- таж и демонтаж каждого провода, входящего в расщепленную фазу.
На ВЛ 330 кВ и выше в натяжных гирляндах изоляторов с раздельным креплением цепей к опоре должна быть предусмотрена механическая связка между всеми цепями гирлянды, установленная со стороны проводов.
В натяжных гирляндах изоляторов ВЛ 330 кВ и выше со стороны пролета должна быть установлена экранная защитная арма- тура.
В одном пролете ВЛ допускается не более одного соедине- ния на каждый провод и трос.
В пролетах пересечения ВЛ с улицами (проездами), инженерными сооружениями, перечисленными в 5.3.17.1–5.3.20.1, 5.3.25.1, водны- ми пространствами одно соединение на провод (трос) допускается:
при сталеалюминиевых проводах с площадью сечения по алю- минию 240 мм2 и более независимо от содержания стали;
при сталеалюминиевых проводах с отношениям А/С 1,49 для
любой площади сечения алюминия;
при стальных тросах с площадью сечения 120 мм2 и более;
при расщеплении фазы на три сталеалюминиевых провода с площадью сечения по алюминию 150 мм2 и более.
Не допускается соединение проводов (тросов) в пролетах пересе- чения ВЛ между собой на пересекающих (верхних) ВЛ, а также в про- летах пересечения ВЛ с надземными и наземными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов.
Прочность заделки проводов и тросов в соединительных и натяжных зажимах должна составлять не менее 90 % разрывного усилия проводов и канатов при растяжении. Соединительные зажимы на ВЛП должны иметь защитное изолирующее покрытие или оболочку.
Защита от перенапряжений. Заземление
Сооружение ВЛ 110–330 кВ или их участков без тросов до- пускается:
в районах с числом грозовых часов в году менее 20 и в районах с плотностью разрядов на землю менее 1,5 на 1 км2 в год;
на участках ВЛ в районах с плохо проводящими грунтами ( > 103 Ом·м);
на участках трассы с расчетной толщиной стенки гололеда бо- лее 25 мм;
для ВЛ с усиленной изоляцией провода относительно заземлен- ных частей опоры при обеспечении расчетного числа грозовых отклю- чений линии, соответствующего расчетному числу грозовых отключе- ний ВЛ такого же напряжения с тросовой защитой.
Число грозовых отключений линии для случаев, приведенных в пе- речислениях 1)–3), определенное расчетом с учетом опыта эксплуата- ции, не должно превышать без усиления изоляции трех в год для ВЛ 110–330 кВ.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
(Исключен, Изм. № 1)
Защита подходов ВЛ к ПС должна выполняться в соответ- ствии с 6.2.
Для ВЛ до 35 кВ применение грозозащитных тросов не тре- буется.
На ВЛП 6–20 кВ должны быть установлены устройства защиты изо- ляции проводов при грозовых перекрытиях.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Гирлянды изоляторов единичных металлических и желе- зобетонных опор, а также крайних опор участков с такими опорами и другие места с ослабленной изоляцией на ВЛ с деревянными опора- ми должны защищаться защитными аппаратами, в качестве которых могут использоваться вентильные разрядники, ограничители перена- пряжения нелинейные, трубчатые разрядники и искровые промежут- ки. Устанавливаемые ИП должны соответствовать требованиям, при- веденным в 6.2.
(Исключен, Изм. № 1)
Расстояния по вертикали между тросом и проводом ВЛ в се- редине пролета без учета отклонения их ветром по условиям защиты от грозовых перенапряжений должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.16 и не менее расстояния по вертикали между тросом и проводом на опоре.
Таблица 5.3.16 – Наименьшие расстояния между тросом и проводом в середине пролета
Длина про- лета, м
Наименьшее расстояние между тросом и проводом по верти- кали, м
Длина про- лета, м
Наименьшее расстояние между тросом и проводом по верти- кали, м
100
2,0
700
11,5
150
3,2
800
13,0
200
4,0
900
14,5
300
5,5
1000
16,0
400
7,0
1200
18,0
500
8,5
1500
21,0
600
10,0
При промежуточных значениях длин пролетов расстояния опреде- ляются интерполяцией.
Крепление тросов на всех опорах ВЛ 220–750 кВ должно быть выполнено при помощи изоляторов, шунтированных ИП разме- ром не менее 40 мм.
На каждом анкерном участке длиной до 10 км тросы должны быть заземлены в одной точке путем устройства специальных перемычек на анкерной опоре. При большей длине анкерных пролетов количе- ство точек заземления в пролете выбирается таким, чтобы при наи- большем значении продольной электродвижущей силы, наводимой в тросе при КЗ на ВЛ, не происходил пробой ИП.
Изолированное крепление троса рекомендуется выполнять сте- клянными подвесными изоляторами.
На подходах ВЛ 220–330 кВ к ПС на длине 1–3 км и на подходах ВЛ 750 кВ на длине 3–5 км, если тросы не используются для емкостного отбора, плавки гололеда или связи, их следует заземлять на каждой опоре.
На ВЛ 110 кВ и ниже, если не предусмотрена плавка гололеда или организация каналов высокочастотной связи на тросе, изолиро- ванное крепление троса следует выполнять только на металлических и железобетонных анкерных опорах.
На участках ВЛ с неизолированным креплением троса и током КЗ на землю, превышающим 15 кА, а также на подходах к ПС заземление троса должно быть выполнено с установкой перемычки, шунтирующей зажим.
При использовании тросов для устройства каналов высокочастот- ной связи они изолируются от опор на всем протяжении каналов вы-
сокочастотной связи и заземляются на ПС и усилительных пунктах через высокочастотные заградители.
Количество изоляторов в поддерживающем тросовом креплении должно быть не менее двух и определяться условиями обеспечения требуемой надежности каналов высокочастотной связи. Количество изоляторов в натяжном тросовом креплении следует принимать удво- енным по сравнению с количеством изоляторов в поддерживающем тросовом креплении.
Изоляторы, на которых подвешен трос, должны быть шунтированы ИП. Размер ИП выбирается минимально возможным по следующим условиям:
разрядное напряжение ИП должно быть ниже разрядного напря- жения изолирующего тросового крепления не менее чем на 20 %;
ИП не должен перекрываться при однофазном КЗ на землю на других опорах;
при перекрытиях ИП от грозовых разрядов должно происходить самопогасание дуги сопровождающего тока промышленной частоты.
На ВЛ 750 кВ для улучшения условий самопогасания дуги сопро- вождающего тока промышленной частоты и снижения потерь электро- энергии рекомендуется применять скрещивание тросов.
Если на тросах ВЛ предусмотрена плавка гололеда, то изолиро- ванное крепление тросов выполняется по всему участку плавки. В од- ной точке участка плавки тросы заземляются с помощью специальных перемычек. Тросовые изоляторы шунтируются ИП, которые должны быть минимальными, выдерживающими напряжение плавки и иметь разрядное напряжение меньше разрядного напряжения тросовой гир- лянды. Размер ИП должен обеспечивать самопогасание дуги сопрово- ждающего тока промышленной частоты при его перекрытии во время КЗ или грозовых разрядов.
На ВЛ с деревянными опорами портального типа расстояние между фазами по дереву должно быть не менее: 3 м – для ВЛ 35 кВ; 4 м – для ВЛ 110 кВ; 5 м – для ВЛ 220 кВ.
В отдельных случаях для ВЛ 110–220 кВ при наличии обоснова- ний (небольшие токи КЗ, районы со слабой грозовой деятельностью и т.п.) допускается уменьшение указанных расстояний до значения, рекомендованного для ВЛ напряжением на одну ступень ниже.
На одностоечных деревянных опорах допускаются следующие расстояния между фазами по дереву: 0,75 м – для ВЛ 3–10 кВ; 2,5 м – для ВЛ 35 кВ при условии соблюдения расстояний в пролете согласно 5.3.7.9.
(Исключен, Изм. № 1)
Для ВЛ, проходящих на высоте до 1000 м над уровнем моря, изоляционные расстояния по воздуху от проводов и арматуры, находящейся под напряжением, до заземленных частей опор должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.17.
Таблица 5.3.17 – Наименьшие изоляционные расстояния по воздуху
(в свету) от токоведущих до заземленных частей опоры
Расчетное условие
Наименьшее изоляционное расстояние, см, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35
110
220
330
750
Грозовые перенапряжения для изо-
20
40
–
–
–
–
ляторов:
штыревых
подвесных
20
40
100
180
260
Не норми-
руется
Внутренние перенапряжения
10
30
80
160
215
450/500*
Обеспечение безопасного подъема на опору без отключения ВЛ
–
150
150
250
350
540/580*
Рабочее напряжение
–
10
25
55
80
160
* В знаменателе – промежуток «провод шлейфа – стойка анкерно-угловой опоры», в числителе – все промежутки, кроме промежутка «провод – опора» для средней фазы, который должен быть не менее 480 см.
Допускается уменьшение изоляционных расстояний по грозовым перенапряжениям, указанных в таблице 5.3.17, при условии сниже- ния общего уровня грозоупорности ВЛ не более чем на 20 %. Для ВЛ 750 кВ, проходящих на высоте до 500 м над уровнем моря, рассто- яния, указанные в таблице 5.3.17, могут быть уменьшены на 10 % для промежутков «провод шлейфа – стойка анкерно-угловой опо- ры», «провод – оттяжка» и на 5 % – для остальных промежутков. Наименьшие изоляционные расстояния по внутренним перенапря- жениям приведены для следующих значений расчетной кратности: 4,5 – для ВЛ 6–10 кВ; 3,5 – для ВЛ 35 кВ; 3,0 – для ВЛ 110–220 кВ;
2,7 – для ВЛ 330 кВ; 2,1 – для ВЛ 750 кВ.
При других, более низких значениях расчетной кратности внутрен- них перенапряжений допустимые изоляционные расстояния по ним пересчитываются пропорционально.
Изоляционные расстояния по воздуху между токоведущими частя- ми и деревянной опорой, не имеющей заземляющих спусков, допуска- ется уменьшать на 10 %, за исключением расстояний, выбираемых по условию безопасного подъема на опору.
Наименьшие расстояния на опоре между проводами ВЛ в месте их пересечения между собой при транспозиции, ответвлени- ях, переходе с одного расположения проводов на другое должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.18.
Дополнительные требования к защите от грозовых пере- напряжений ВЛ при пересечении их между собой и при пересечении ими различных сооружений приведены в 5.3.16.10, 5.3.17.8, 5.3.20.4.
На двухцепных ВЛ 110 кВ и выше, защищенных тросом, для снижения количества двухцепных грозовых перекрытий допуска- ется усиление изоляции одной из цепей на 20–30 % по сравнению с изоляцией другой цепи.
На ВЛ должны быть заземлены:
а) опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства молниезащиты;
б) железобетонные и металлические опоры ВЛ 6–35 кВ, опоры ВЛ 6–10 кВ, устанавливаемые в ненаселенной местности, дополнитель- но не заземляются при условии, что стойка опоры имеет соединение металла с грунтом площадью не менее 500 см2 (нижний заземляющий выпуск диаметром 10 мм и длиной не менее 1,6 м) и на ней установ- лены штыревые изоляторы типов ШФ10-Г, ШС10-Г, ШФ20-Г или по два подвесных изолятора в гирлянде.
Заземляющие устройства ВЛ (ВЛП) 10 кВ на железобетонных опо- рах следует выполнять согласно ТКП 385;
в) опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители и другие аппараты; г) металлические и железобетонные опоры ВЛ 110–330 кВ без тро- сов и других устройств молниезащиты, если это необходимо по усло-
виям обеспечения работы релейной защиты и автоматики.
Таблица 5.3.18 – Наименьшие расстояния между фазами на опоре
Расчетное условие
Наименьшее изоляционное расстояние, см, при напряжении ВЛ, кВ
До 10
35
110
220
330
750
Грозовые перенапряжения
20
50
135
250
310
Не норми- руется
Внутренние перенапряжения
22
44
100
200
280
640*
Наибольшее рабочее напряжение
10
20
45
95
140
280
* При значениях расчетной кратности внутренних перенапряжений менее 2,1 допустимые изоляци- онные расстояния пересчитываются пропорционально.
Деревянные опоры и деревянные опоры с металлическими тра- версами ВЛ без грозозащитных тросов или других устройств молние- защиты не заземляются.
Сопротивления заземляющих устройств опор, приведенных в пе- речислении а), при их высоте до 50 м должны быть не более приве- денных в таблице 5.3.19; при высоте опор более 50 м – в два раза ниже по сравнению с приведенными в указанной таблице. На двух- цепных и многоцепных опорах ВЛ, независимо от напряжения линии и высоты опор, рекомендуется снижать сопротивления заземляющих устройств в два раза по сравнению с приведенными в таблице 5.3.19.
Допускается превышение сопротивлений заземления части опор по сравнению с нормируемыми значениями, если имеются опоры с пониженными значениями сопротивлений заземления, а ожидае- мое число грозовых отключений не превышает значений, получаемых при выполнении требований таблицы 5.3.19 для всех опор ВЛ.
Таблица 5.3.19 – Наибольшее сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ
Удельное эквивалентное сопротивление грунта, , Ом·м
Наибольшее сопротивление заземляющего устройства, Ом
До 100
10
Более 100 до 500
15
Более 500 до 1000
20
Более 1000 до 5000
30
Более 5000
6·10–3
Сопротивления заземляющих устройств опор, указанных в пере- числении б) для ВЛ 3–10 кВ, проходящих в населенной местности, а также всех ВЛ 35 кВ должны быть не более приведенных в таблице 5.3.19: для ВЛ 3–10 кВ в ненаселенной местности в грунтах с удель- ным сопротивлением до 100 Ом·м – не более 30 Ом, а в грунтах с выше 100 Омм – не более 0,3 Ом.
Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 110 кВ и выше, указанных в перечислении в), должны быть не более приведенных в таблице 5.3.19, а для ВЛ 3–35 кВ не должны превышать 30 Ом.
Сопротивления заземляющих устройств опор, указанных в пере- числении г), определяются при проектировании ВЛ.
Для ВЛ, защищенных тросами, сопротивления заземляющих устройств, выполненных по условиям молниезащиты, должны обес- печиваться при отсоединенном тросе, а по остальным условиям – при неотсоединенном тросе.
Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ должны обеспе- чиваться и измеряться при токах промышленной частоты в период их наибольших значений в летнее время. Допускается проводить изме- рение в другие периоды с корректировкой результатов путем введения сезонного коэффициента, однако не следует проводить измерение в период, когда на значение сопротивления заземляющих устройств оказывает существенное влияние промерзание грунта.
Место присоединения заземляющего устройства к железобетон- ной опоре должно быть доступно для выполнения измерений.
Железобетонные фундаменты опор ВЛ 110 кВ и выше могут быть использованы в качестве естественных заземлителей (ис- ключение 5.3.9.15 и 5.3.18.5) при осуществлении металлической связи между анкерными болтами и арматурой фундамента и отсутствии ги- дроизоляции железобетона полимерными материалами.
Битумная обмазка на железобетонных опорах и фундаментах не влияет на их использование в качестве естественных заземлителей.
При прохождении ВЛ 110 кВ и выше в местности с глини- стыми, суглинистыми, супесчаными и подобными грунтами с удель- ным сопротивлением 1000 Ом·м следует использовать арматуру железобетонных фундаментов, опор и пасынков в качестве естествен- ных заземлителей без дополнительной укладки или в сочетании с укладкой искусственных заземлителей. В грунтах с более высоким удельным сопротивлением естественная проводимость железобетон- ных фундаментов не должна учитываться, а требуемое значение со- противления заземляющего устройства должно обеспечиваться толь- ко применением искусственных заземлителей.
Требуемые сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 35 кВ должны обеспечиваться применением искусственных заземлителей, а естественная проводимость фундаментов, подземных частей опор и пасынков (приставок) при расчетах не должна учитываться.
Для заземления железобетонных опор в качестве зазем- ляющих проводников следует использовать элементы напряженной и ненапряженной продольной арматуры стоек, металлические части которых соединены между собой и могут быть присоединены к зазем- лителю.
В качестве заземляющего проводника вне стойки или внутри может быть проложен при необходимости специальный проводник. Элемен- ты арматуры, используемые для заземления, должны удовлетворять термической стойкости при протекании токов КЗ. За время КЗ стержни должны нагреваться не более чем на 60 °С.
Оттяжки железобетонных опор должны использоваться в качестве заземляющих проводников дополнительно к арматуре.
Тросы, заземляемые согласно 5.3.9.7, и детали крепления гирлянд изоляторов к траверсе железобетонных опор должны быть металличе- ски соединены с заземляющим спуском или заземленной арматурой.
Сечение каждого из заземляющих спусков на опоре ВЛ должно быть не менее 35 мм2, а для однопроволочных спусков диа- метр должен быть не менее 10 мм (сечение 78,5 мм2). Количество спу- сков должно быть не менее двух.
Для районов со среднегодовой относительной влажностью воздуха 60 % и более, а также при средне- и сильноагрессивных степенях воз- действия среды заземляющие спуски у места их входа в грунт должны быть защищены от коррозии в соответствии с требованиями [57].
В случае опасности коррозии заземлителей следует увеличивать их сечение или применять оцинкованные заземлители.
На ВЛ с деревянными опорами рекомендуется болтовое соедине- ние заземляющих спусков; на металлических и железобетонных опо- рах соединение заземляющих спусков может быть выполнено как бол- товым, так и сварным.
Заземлители опор ВЛ, как правило, должны находиться на глубине не менее 0,5 м, а в пахотной земле – не менее 1 м. В случае установки опор в скальных грунтах допускается прокладка лучевых заземлителей непосредственно под разборным слоем над скальными породами при толщине слоя не менее 0,1 м. При меньшей толщине этого слоя или его отсутствии рекомендуется прокладка заземлителей по поверхности скалы с заливкой их цементным раствором.
Опоры и фундаменты
Опоры ВЛ разделяются на два основных вида: анкерные опоры, полностью воспринимающие тяжение проводов и тросов в смеж- ных с опорой пролетах, и промежуточные, которые не воспринимают тяжение проводов или воспринимают его частично. На базе анкерных опор могут выполняться концевые и транспозиционные опоры. Проме- жуточные и анкерные опоры могут быть прямыми и угловыми.
В зависимости от количества подвешиваемых на них цепей опоры разделяются на одноцепные, двухцепные и многоцепные.
Опоры могут выполняться свободностоящими или с оттяжками. Промежуточные опоры могут быть гибкой и жесткой конструкции;
анкерные опоры должны быть жесткими. Допускается применение ан- керных опор гибкой конструкции для ВЛ до 35 кВ.
К опорам жесткой конструкции относятся опоры, отклонение вер- ха которых (без учета поворота фундаментов) при воздействии рас- четных нагрузок по второй группе предельных состояний не превы-
шает 1/100 высоты опоры. При отклонении верха опоры более чем на 1/100 высоты, опоры относятся к опорам гибкой конструкции.
Опоры анкерного типа могут быть нормальной и облегченной кон- струкции (см. 5.3.10.11).
Анкерные опоры следует применять в местах, определяе- мых условиями работ на ВЛ при ее сооружении и эксплуатации, а так- же условиями работы конструкции опоры.
Требования к применению анкерных опор нормальной конструкции устанавливаются настоящей главой.
На ВЛ 35 кВ и выше расстояние между анкерными опорами должно быть не более 10 км, а на ВЛ, проходящих в труднодоступной местно- сти и в местности с особо сложными природными условиями, – не бо- лее 5 км.
На ВЛ (ВЛП) 6–10 кВ длина анкерного пролета не должна превы- шать: 2 км – в I районе по гололеду; 1 км – в районах по гололеду II и более, а также при прохождении ВЛ (ВЛП) в лесных массивах.
На ВЛ 10 кВ и ниже с подвесными изоляторами расстояние между анкерными опорами не должно превышать 3 км.
На ВЛ, проходящих по сильно пересеченной местности в районах по гололеду III и более, рекомендуется устанавливать опоры анкерно- го типа в местах, резко возвышающихся над окружающей местностью.
Предельные состояния, по которым производится расчет опор, фундаментов и оснований ВЛ, подразделяются на две группы.
Первая группа включает предельные состояния, которые ведут к потере несущей способности элементов или к полной непригодно- сти их в эксплуатации, то есть к их разрушению любого характера. К этой группе относятся состояния при наибольших внешних нагруз- ках и при низшей температуре, то есть при условиях, которые могут привести к наибольшим изгибающим или крутящим моментам на опо- ры, наибольшим сжимающим или растягивающим усилиям на опоры и фундаменты.
Вторая группа включает предельные состояния, при которых воз- никают недопустимые деформации, перемещения или отклонения элементов, нарушающие нормальную эксплуатацию; к этой группе от- носятся состояния при наибольших прогибах опор.
Метод расчета по предельным состояниям имеет целью не допу- скать, с определенной вероятностью, наступления предельных состо- яний первой и второй групп при эксплуатации, а также первой группы при производстве работ по сооружению ВЛ.
Нагрузки, воздействующие на строительные конструкции ВЛ, в зависимости от продолжительности действия подразделяются на постоянные и временные (длительные, кратковременные, особые):
к постоянным нагрузкам относятся: собственный вес проводов, тросов, строительных конструкций, гирлянд изоляторов, линейной ар- матуры; тяжение проводов и тросов при среднегодовой температуре и отсутствии ветра и гололеда; воздействие предварительного напря- жения конструкций, а также нагрузки от давления воды на фундамен- ты в руслах рек;
к длительным нагрузкам относятся нагрузки, создаваемые воз- действием неравномерных деформаций оснований, не сопровожда- ющихся изменением структуры грунта, а также воздействием усадки и ползучести бетона;
к кратковременным нагрузкам относятся давление ветра на про- вода, тросы и опоры – свободные от гололеда и покрытые гололедом; вес отложений гололеда на проводах, тросах, опорах; тяжение про- водов и тросов сверх их значений при среднегодовой температуре; нагрузки от давления воды на опоры и фундаменты в поймах рек и от давления льда; нагрузки, возникающие при изготовлении и пере- возке конструкций, а также при монтаже строительных конструкций, проводов и тросов;
к особым нагрузкам относятся нагрузки, возникающие при обры- ве проводов и тросов, а также при сейсмических воздействиях.
Опоры, фундаменты и основания ВЛ должны рассчиты- ваться на сочетания расчетных нагрузок нормальных режимов по пер- вой и второй группам предельных состояний и аварийных и монтаж- ных режимов ВЛ по первой группе предельных состояний.
Расчет опор, фундаментов и оснований фундаментов на проч- ность и устойчивость должен проводиться на нагрузки первой группы предельных состояний.
Расчет опор, фундаментов и их элементов на выносливость и по деформациям проводится на нагрузки второй группы предельных состояний.
Расчет оснований по деформациям производится на нагрузки вто- рой группы предельных состояний без учета динамического воздей- ствия порывов ветра на конструкцию опоры.
Опоры, фундаменты и основания должны рассчитываться также на нагрузки и воздействия внешней среды в конкретных условиях (воздействие размывающего действия воды, давления волн, навалов льда, давления грунта и т.п.), которые принимаются в своей части в соответствии со строительными нормами и правилами или другими нормативными документами.
Дополнительно учитывается следующее:
– возможность временного усиления отдельных элементов кон- струкций в монтажных режимах;
расчет железобетонных опор и фундаментов по раскрытию тре- щин в нормальных режимах проводится на нагрузки второй группы предельных состояний, причем кратковременные нагрузки снижаются на 10 %; при использовании опор и фундаментов в условиях агрес- сивной среды снижение кратковременных нагрузок не производится;
отклонение верха опоры при воздействии расчетных нагрузок по второй группе предельных состояний не должно приводить к нару- шению установленных настоящим техническим кодексом наименьших изоляционных расстояний от токоведущих частей (проводов) до за- земленных элементов опоры и до поверхности земли и пересекаемых инженерных сооружений;
расчет опор гибкой конструкции проводится по деформирован- ной схеме (с учетом дополнительных усилий, возникавших от весовых нагрузок при деформациях опоры, для первой и второй групп предель- ных состояний);
расчет опор, устанавливаемых в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, на воздействие сейсмических нагрузок должен выполняться в соответствии со строительными нормами и правилами по строитель- ству в сейсмических районах; при этом расчетные нагрузки от веса гололеда, от тяжения проводов и тросов в нормальных режимах умно- жаются на коэффициент сочетаний 0,8.
Опоры должны рассчитываться в нормальном режиме по первой и второй группам предельных состояний на сочетания условий, указанных в 5.3.5.33 (перечисления 4)–6)) и 5.3.5.35 (пере- числения 1)–3)).
Опоры анкерного типа и промежуточные угловые опоры должны рассчитываться также на условия 5.3.5.33 (перечисление 2)), если тяжение проводов или тросов в этом режиме больше, чем в режиме наибольших нагрузок.
Анкерные опоры должны быть рассчитаны на разность тяжений проводов и тросов, возникающую вследствие неравенства значе- ний приведенных пролетов по обе стороны опоры. При этом условия для расчета разности тяжений устанавливаются при разработке кон- струкции опор.
Концевые опоры должны рассчитываться также на одностороннее тяжение всех проводов и тросов.
Двухцепные опоры во всех режимах должны быть рассчитаны так- же для условий, когда смонтирована только одна цепь.
Промежуточные опоры ВЛ с поддерживающими гирлянда- ми изоляторов и глухими зажимами должны рассчитываться в аварий- ном режиме по первой группе предельных состояний на расчетные условные горизонтальные статические нагрузки Tав.
Расчет проводится при следующих условиях:
оборваны провод или провода одной фазы одного пролета (при любом числе проводов на опоре), тросы не оборваны;
оборван один трос пролета (для расщепленного троса – все его составляющие), провода не оборваны.
Условные нагрузки прикладываются в местах крепления той фазы или того троса, при обрыве которых усилия в рассчитываемых эле- ментах получаются наибольшими. При этом принимаются сочетания условий, указанных в 5.3.5.34 (перечисление 1)).
Расчетная условная горизонтальная статическая нагрузка Tав от проводов на опоры принимается равной:
на ВЛ с нерасщепленными фазами:
для свободностоящих металлических опор, опор из любого ма- териала на оттяжках, А-образных и других типов жестких опор с про- водами площадью сечения алюминиевой части до 185 мм2 – 0,5Тmax, 205 мм2 и более – 0,4Тmax;
для железобетонных свободностоящих опор с проводами площа-
дью сечения алюминиевой части до 185 мм2 – 0,3Тmax, 205 мм2 и бо- лее – 0,25Тmax;
для деревянных свободностоящих опор с проводами площадью сечения алюминиевой части до 185 мм2 – 0,25Тmax, 205 мм2 и более – 0,2Тmax, где Тmax – наибольшая расчетная нагрузка от тяжения прово- дов (см. 5.3.5.32);
для других типов опор (опор из новых материалов, металличе- ских гибких опор и т.п.) – в зависимости от гибкости рассчитываемых опор в пределах, указанных выше;
на ВЛ напряжением до 330 кВ с расщепленными фазами путем умножения значений, указанных в перечислении 1) для нерасщеплен- ных фаз, на дополнительные коэффициенты: 0,8 – при расщеплении на два провода; 0,7 – на три провода и 0,6 – на четыре провода;
на ВЛ 750 кВ с расщеплением на четыре и более проводов в фазе – 27 кН.
В расчетах допускается учитывать поддерживающее действие необорванных проводов и тросов при среднегодовой температуре без гололеда и ветра. При этом расчетные условные нагрузки следует определять, как в перечислении 1), а механические напряжения, воз- никающие в поддерживающих проводах и тросах, не должны превы- шать 70 % их разрывного усилия.
При применении средств, ограничивающих передачу продольной нагрузки на промежуточную опору (многороликовые подвесы и др.), расчет следует проводить на нагрузки, возникающие при использова- нии этих средств, но не более расчетных условных нагрузок, принима- емых при подвеске проводов в глухих зажимах.
Расчетная условная горизонтальная статическая нагрузка на промежуточные опоры Tав от тросов принимается равной:
от одиночного троса – 0,5Тmax;
от расщепленного троса (из двух составляющих) – 0,4Тmax, но не менее 20 кН, где Тmax – наибольшая расчетная нагрузка от тяже- ния тросов (см. 5.3.5.32).
Промежуточные опоры со штыревыми изоляторами должны рассчитываться в аварийном режиме на обрыв одного прово- да, дающего наибольшие усилия в элементах опоры с учетом гибко- сти опор и поддерживающего действия необорванных проводов. Рас- четная условная горизонтальная статическая нагрузка Tав для стоек и приставок принимается равной 0,3Тmax, но не менее 3 кН; для осталь- ных элементов опоры – 0,15Тmax, но не менее 1,5 кН, где Тmax – то же, что и в 5.3.10.8.
Опоры анкерного типа должны рассчитываться в аварий- ном режиме по первой группе предельных состояний на обрыв тех- проводов и тросов, при обрыве которых усилия в рассматриваемых элементах получаются наибольшими.
Расчет проводится на следующие условия:
для опор ВЛ с алюминиевыми и стальными проводами всех сечений, проводами из алюминиевых сплавов всех сечений, стале- алюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алю- миниевого сплава со стальным сердечником с площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 мм2:
оборваны провода двух фаз одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не оборваны (анкерные нормальные опоры);
оборваны провода одной фазы одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не оборваны (анкерные облегченные и конце- вые опоры);
для опор ВЛ со сталеалюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечни- ком площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов 185 мм2 и более, а также со стальными канатами типа ТК всех сече- ний, используемыми в качестве проводов: оборваны провода одной фазы одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не обо- рваны (анкерные нормальные и концевые опоры);
для опор ВЛ независимо от марок и сечений подвешиваемых проводов: оборван один трос одного пролета (при расщепленном тро- се – все составляющие), провода не оборваны. Сочетания климатиче- ских условий принимаются согласно 5.3.5.34 (перечисления 2) и 3)).
Опоры анкерного типа должны проверяться в монтажном режиме по первой группе предельных состояний на следующие условия:
в одном пролете смонтированы все провода и тросы, в другом пролете провода и тросы не смонтированы. Тяжение в смонтирован- ных проводах и тросах принимается равным 0,6Тmax, где Тmax – наи- большее расчетное горизонтальное тяжение проводов и тросов (см. 5.3.5.32). При этом сочетания климатических условий принима- ются по 5.3.5.36.
В этом режиме металлические опоры и их закрепления долж- ны иметь требуемую нормами прочность без установки временных оттяжек;
в одном из пролетов при любом числе проводов на опоре по- следовательно и в любом порядке монтируются провода одной цепи, тросы не смонтированы;
в одном из пролетов при любом числе тросов на опоре после- довательно и в любом порядке монтируются тросы, провода не смон- тированы.
При проверках по перечислениям 2) и 3) допускается предусма- тривать временное усиление отдельных элементов опор и установку временных оттяжек.
Опоры ВЛ должны проверяться на расчетные нагрузки, соответствующие способу монтажа, принятому проектом, с учетом со- ставляющих от усилий тягового троса, веса монтируемых проводов (тросов), изоляторов, монтажных приспособлений и монтера с инстру- ментами.
Узел крепления каждого провода (проушина, диафрагма и др.) при раздельном креплении проводов расщепленной фазы должен рассчитываться с учетом перераспределения нагрузки от оборванной цепи подвески на оставшиеся провода фазы.
Элементы опоры должны выдерживать вертикальную нагрузку от веса монтера с инструментами, расчетное значение которой равно 1,3 кН, в сочетании с нагрузками нормального режима от проводов и тросов, свободных от гололеда, при среднегодовой температуре, а также с нагрузками аварийного и монтажного режимов.
Расчетные нагрузки на опоры от веса монтируемых проводов (тро- сов) при климатических условиях согласно 5.3.5.36 и гирлянд изолято- ров в условиях равнинной местности рекомендуется принимать:
на промежуточных опорах – равными удвоенному весу проле- та проводов (тросов) без гололеда и гирлянды изоляторов, исходя из возможности подъема монтируемых проводов (тросов) и гирлянды через один блок;
на анкерных опорах и промежуточных опорах, при ограничении последними монтажного участка, – с учетом усилия в тяговом тросе, определяемого из условия расположения тягового механизма на рас-
стоянии 2,5h от опоры, где h – высота подвеса провода средней фазы на опоре.
При установке тягового механизма в условиях пересеченной мест- ности необходимо дополнительно учитывать усилие от наклона тяго- вого троса с учетом разности высотных отметок точки подвеса прово- да и тягового механизма.
Расчетная вертикальная нагрузка от веса монтера и монтажных приспособлений, прикладываемая в месте крепления гирлянд изо- ляторов, для опор ВЛ 750 кВ принимается равной 3,25 кН, для опор анкерного типа ВЛ до 330 кВ с подвесными изоляторами – 2,6 кН, для промежуточных опор ВЛ до 330 кВ с подвесными изоляторами – 1,95 кН, для опор со штыревыми изоляторами – 1,3 кН.
Конструкции опор должны обеспечивать на отключенной ВЛ, а на ВЛ 110 кВ и выше – и при наличии на ней напряжения:
производство их технического обслуживания и ремонтных работ;
удобные и безопасные подъем персонала на опору от уровня земли до вершины опоры и его перемещение по элементам опоры (стойкам, траверсам, тросостойкам, подкосам и др.). На опоре и ее элементах должна предусматриваться возможность крепления специ- альных устройств и приспособлений для выполнения эксплуатацион- ных и ремонтных работ.
Для подъема персонала на опору должны быть преду- смотрены следующие мероприятия:
на каждой стойке металлических опор высотой до вершины до 20 м при расстояниях между точками крепления решетки к поясам стойки (ствола) более 0,6 м или при наклоне решетки к горизонтали более 30°, а для опор высотой более 20 и менее 50 м – независимо от расстояний между точками крепления решетки и угла ее наклона должны быть выполнены специальные ступеньки (степ-болты) на од- ном поясе или лестницы без ограждения, доходящие до отметки верх- ней траверсы.
Конструкция тросостойки на этих опорах должна обеспечивать удобный подъем или иметь специальные ступеньки (степ-болты).
Стационарные устройства для подъема на опору должны начи- наться с высоты не менее 3 м от поверхности земли;
на каждой стойке металлических опор высотой до вершины опо- ры более 50 м должны быть установлены лестницы с ограждениями, доходящие до вершины опоры. При этом через каждые 15 м по вер- тикали должны быть выполнены площадки (трапы) с ограждениями. Трапы с ограждениями должны выполняться также на траверсах этих опор. На опорах со шпренгельными траверсами должна быть обеспе- чена возможность держаться за тягу при перемещении по траверсе;
на железобетонных опорах любой высоты должна быть обеспе- чена возможность подъема на нижнюю траверсу с телескопических вышек, по инвентарным лестницам или с помощью специальных инвентарных подъемных устройств. Для подъема по железобетон- ной центрифугированной стойке выше нижней траверсы на опорах ВЛ 35–750 кВ должны быть предусмотрены стационарные лазы (лест- ницы без ограждений и т.п.).
Для подъема по железобетонной вибрированной стойке ВЛ 35 кВ и ниже, на которой установлены силовые или измерительные транс- форматоры, разъединители, предохранители или другие аппара- ты, должна быть предусмотрена возможность крепления инвентар- ных лестниц или специальных инвентарных подъемных устройств. На железобетонные вибрированные стойки, на которых вышеуказан- ное электрооборудование не устанавливается, это требование не рас- пространяется.
Удобный подъем на тросостойки и металлические вертикальные части стоек железобетонных опор ВЛ 35–750 кВ должны обеспечивать их конструкция или специальные ступеньки (степ-болты);
железобетонные опоры, не допускающие подъема по инвентар- ным лестницам или с помощью специальных инвентарных подъемных устройств (опоры с оттяжками или внутренними связями, закреплен- ными на стойке ниже нижней траверсы и т.п.), должны быть снабжены стационарными лестницами без ограждений, доходящими до нижней траверсы.
Выше нижней траверсы должны быть выполнены устройства, ука- занные в перечислении 3).
Большие переходы
Участок большого перехода должен быть ограничен кон- цевыми опорами (концевыми устройствами в виде бетонных якорей и др.), выделяющими большой переход в самостоятельную часть ВЛ, прочность и устойчивость которой не зависят от влияния смежных участков ВЛ.
В зависимости от типа крепления проводов опоры, уста- навливаемые между концевыми (К) опорами (устройствами), могут быть:
промежуточными (П) – с креплением всех проводов на опоре с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов;
анкерными (А) – с креплением всех проводов на опоре с помо- щью натяжных гирлянд изоляторов;
комбинированными (ПА) – со смешанным креплением проводов на опоре с помощью как поддерживающих, так и натяжных гирлянд изоляторов.
Переходные опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными концевыми. Допускается применение про- межуточных опор и анкерных опор облегченного типа для переходов со сталеалюминиевыми проводами или проводами из термообрабо- танного алюминиевого сплава со стальным сердечником с сечени- ем алюминиевой части для обоих типов проводов 120 мм2 и более или стальными канатами типа ТК в качестве проводов с сечением ка- натов 50 мм2 и более. При этом количество промежуточных опор меж- ду концевыми опорами должно соответствовать требованиям 5.3.11.4.
В зависимости от конкретных условий могут применяться следующие схемы переходов:
однопролетные на концевых опорах К-К;
двухпролетные с опорами К-П-К, К-ПА-К;
трехпролетные с опорами К-П-П-К, К-ПА-ПА-К;
четырехпролетные с опорами К-П-П-П-К, К-ПА-ПА-ПА-К (толь- ко для нормативной толщины стенки гололеда 15 мм и менее и длин переходных пролетов не более 1100 м);
многопролетные с опорами К-А…А-К;
при применении опор П или ПА переход должен быть разде- лен опорами А на участки с числом опор П или ПА на каждом участке не более двух, то есть К-П-П-А…А-П-П-К, К-ПА-ПА-А…А-ПА-ПА-К (или не более трех по четыре).
Ветровое давление на провода и тросы больших перехо- дов через водные пространства определяется согласно 5.3.5.7 с уче- том следующих дополнительных требований.
Для перехода, состоящего из одного пролета, высота располо- жения приведенного центра тяжести проводов или тросов определя- ется по формуле
(5.3.25)где hср1, hср2 – высота крепления тросов или средняя высота крепле- ния проводов к изоляторам на опорах перехода, отсчитываемая от меженного уровня реки, нормального горизонта пролива, кана- ла, водохранилища, а для пересечений ущелий, оврагов и других препятствий – от отметки земли в местах установки опор, м;
f – стрела провеса провода или троса при высшей температуре в середине пролета, м.
Для перехода, состоящего из нескольких пролетов, ветровое давление на провода или тросы определяется для высоты hпр, соот- ветствующей средневзвешенной высоте приведенных центров тяже- сти проводов или тросов во всех пролетах и вычисляемой по формуле
(5.3.26)где hпр1, hпр2, …, hпрn – высоты приведенных центров тяжести проводов или тросов над меженным уровнем реки, нормальным горизонтом пролива, канала, водохранилища в каждом из пролетов, а для пе- ресечений ущелий, оврагов и других препятствий – над средне- арифметическим значением отметок земли в местах установки опор, м. При этом если пересекаемое водное пространство имеет высокий незатопляемый берег, на котором расположены как пе- реходные, так и смежные с ними опоры, то высоты приведенных центров тяжести в пролете, смежном с переходным, отсчитыва- ются от отметки земли в этом пролете;
l1, l2, …, ln – длины пролетов, входящих в переход, м.
Нормативное ветровое давление на провода, тросы и конструкции опор больших переходов, сооружаемых в местах, защищенных от по- перечных ветров, уменьшать не допускается.
Переходы могут выполняться одноцепными и двухцепными. Двухцепными рекомендуется выполнять переходы в населенной местности, в районах промышленной застройки, а также при потреб- ности в перспективе второго перехода в ненаселенной или труднодо-
ступной местности.
На одноцепных переходах для ВЛ 330 кВ и ниже рекомен- дуется применять треугольное расположение фаз, допускается их горизонтальное расположение; для ВЛ 750 кВ следует, как правило, применять горизонтальное расположение фаз.
На двухцепных переходах ВЛ до 330 кВ рекомендуется расположение проводов в трех ярусах, допускается также расположе- ние в двух ярусах.
Расстояния между проводами, а также между проводами и тросами из условий работы в пролете должны выбираться в соответ- ствии с 5.3.7.3–5.3.7.7 с учетом дополнительных требований:
значение коэффициента Kг в таблице 5.3.13 необходимо увели- чивать: на 0,2 – при отношении нагрузок Рг.п / РI в интервале от 2 до 6,99; на 0,4 – при отношении нагрузок Рг.п / РI, равном 7 и более;
расстояния между ближайшими фазами одноцепных и двухцеп- ных ВЛ должны также удовлетворять требованиям 5.3.11.10, 5.3.11.11.
Для обеспечения нормальной работы проводов в пролете в любом районе по пляске проводов, при расположении их в разных ярусах, расстояния между соседними ярусами промежуточных пере- ходных опор высотой более 50 м и смещение по горизонтали должны быть:
Расстояние, м, не менее
7,5
9
11
18
Смещение по горизонтали, м, не менее
2
2,5
3,5
7
ВЛ напряжением, кВ
35–110
220
330
750
На двухцепных опорах расстояние между осями фаз раз- ных цепей должно быть:
Расстояние между осями фаз, м, не менее
8
10
12
19
ВЛ напряжением, кВ, не менее
35–110
220
330
750
На переходах с пролетами, превышающими пролеты ос- новной линии не более чем в 1,5 раза, рекомендуется проверять це- лесообразность применения провода той же марки, что и на основной линии. На переходах ВЛ до 110 кВ рекомендуется проверять целесо- образность применения в качестве проводов стальных канатов, если это позволяет электрический расчет проводов.
На переходах с расщепленными фазами рекомендуется рассма- тривать фазы с меньшим количеством проводов больших сечений с проверкой проводов на нагрев.
В качестве грозозащитных тросов следует применять стальные канаты и сталеалюминиевые провода по 5.3.6.5.
В случае использования грозозащитных тросов для организации каналов высокочастотной связи рекомендуется применение в каче- стве тросов проводов из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и сталеалюминиевых проводов, а также тросов со встроенными оптическими кабелями.
Одиночные и расщепленные провода и тросы должны быть защищены от вибрации установкой с каждой стороны переход- ного пролета длиной до 500 м одного гасителя вибрации на каждом проводе и тросе, длиной от 500 до 1500 м – не менее двух разнотип- ных гасителей вибрации на каждом проводе и тросе.
Защита от вибрации проводов и тросов в пролетах длиной более 1500 м, а также независимо от длины пролета для проводов диаме-
тром более 38 мм и проводов с тяжением при среднегодовой темпе- ратуре более 180 кН должна выполняться по специальному проекту.
На переходах ВЛ должны применяться, как правило, сте- клянные изоляторы.
Количество изоляторов в гирляндах переходных опор определяется в соответствии с приложением Б.
Поддерживающие и натяжные гирлянды изоляторов сле- дует предусматривать с количеством цепей не менее двух с раздель- ным креплением к опоре. Многоцепные натяжные гирлянды должны крепиться к опоре не менее чем в двух точках.
Конструкция гирлянд изоляторов расщепленных фаз и крепление их к опоре должны, по возможности, обеспечивать раз- дельный монтаж и демонтаж каждого из проводов, входящих в рас- щепленную фазу.
Для крепления проводов и тросов к гирляндам изолято- ров на переходных опорах рекомендуется применять глухие поддер- живающие зажимы или поддерживающие устройства специальной конструкции (роликовые подвесы).
При выполнении защиты переходов ВЛ 110–750 кВ от гро- зовых перенапряжений необходимо руководствоваться следующим:
все переходы следует защищать от прямых ударов молнии тро- сами;
количество тросов должно быть не менее двух с углом защиты по отношению к крайним проводам не более 20°.
При расположении перехода за пределами длины защищаемого подхода ВЛ к РУ и ПС с повышенным защитным уровнем в районах по гололеду III и более, а также в районах с частой и интенсивной пля- ской проводов допускается угол защиты до 30°;
рекомендуется установка защитных аппаратов по 5.3.9.4 на пе- реходах с пролетами длиной более 1000 м или с высотой опор более 100 м;
горизонтальное смещение троса от центра крайней фазы долж- но быть не менее: 1,5 м – для ВЛ 110 кВ; 2,5 м – для ВЛ 220 кВ; 3,5 м – для ВЛ 330 кВ; 4 м – для ВЛ 750 кВ;
выбор расстояния между тросами производится согласно
и 5.3.9.5 (перечисление 4)).
Крепление тросов на всех опорах перехода должно быть выполнено при помощи изоляторов с разрушающей механической на- грузкой не менее 120 кН.
С целью уменьшения потерь электроэнергии в изолирующем тро- совом креплении должно быть не менее двух изоляторов. Их количе- ство определяется с учетом доступности местности и высоты опор.
При использовании тросов для устройства каналов высокоча- стотной связи или для плавки гололеда количество изоляторов, определенное по условиям обеспечения надежности каналов связи или по условиям обеспечения плавки гололеда, должно быть увели- чено на два.
Изоляторы, на которых подвешен трос, должны быть шунтированы искровым промежутком, размер которого выбирается в соответствии с 5.3.9.7 без учета установки дополнительных изоляторов.
Подвеска грозозащитных тросов для защиты переходов ВЛ 35 кВ и ниже не требуется. На переходных опорах должны устанав- ливаться защитные аппараты. Размер ИП при использовании их в ка- честве защитных аппаратов рекомендуется принимать в соответствии с 6.2. При увеличении количества изоляторов из-за высоты опоры электрическая прочность ИП должна быть скоординирована с элек- трической прочностью гирлянд.
Для обеспечения безопасного перемещения обслужива- ющего персонала по траверсам переходных опор высотой более 50 м с расположением фаз в разных ярусах наименьшее допустимое изо- ляционное расстояние по воздуху от токоведущих до заземленных частей опор должно быть не менее: 3,3 м – для ВЛ до 110 кВ; 4,3 м – для ВЛ 220 кВ; 5,3 м – для ВЛ 330 кВ; 7,6 м – для ВЛ 750 кВ.
Сопротивление заземляющих устройств опор должно вы- бираться в соответствии с таблицей 5.3.19 и согласно 5.3.9.13.
Сопротивление заземляющего устройства опор с защитными ап- паратами должно быть не более 10 Ом при удельном сопротивлении земли не выше 1000 Ом·м и не более 15 Ом при более высоком удель- ном сопротивлении.
При проектировании переходов через водные простран- ства необходимо провести следующие расчеты по гидрологии поймы реки:
гидрологический расчет, устанавливающий расчетный уровень воды, уровень ледохода, распределение расхода воды между руслом и поймами и скорости течения воды в руслах и по поймам;
русловой расчет, устанавливающий размер отверстия перехода и глубины после размыва у опор перехода;
гидравлический расчет, устанавливающий уровень воды перед переходом, струенаправляющими дамбами и насыпями, высоту волн на поймах;
расчет нагрузок на фундаменты, находящиеся в русле и пойме реки, с учетом воздействия давления льда и навалов судов.
Высота фундаментов опор, находящихся в русле и пойме реки, должна превышать уровень ледохода на 0,5 м.
Заглубление фундаментов опор переходов мелкого и глубокого заложения при возможности размыва грунта должно быть не менее 2,5 м (считая от отметки грунта после размыва). Глубина погруже- ния свай в грунт при свайном основании должна быть не менее 4 м от уровня размыва.
Промежуточные и комбинированные опоры (П и ПА) с креплением проводов с помощью поддерживающих гирлянд изоля- торов должны рассчитываться в аварийном режиме по первой группе предельных состояний на следующие условия:
оборваны одиночный провод или все провода одной фазы одно- го пролета, тросы не оборваны (одноцепные опоры);
оборваны провода двух фаз одного пролета, тросы не оборваны (двухцепные опоры, а также одноцепные со сталеалюминиевыми про- водами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 мм2);
оборван один трос одного пролета (при расщеплении троса – все его составляющие), провода независимо от марок и сечений не обо- рваны.
В расчетах опор расчетная горизонтальная статическая нагрузка от проводов принимается равной:
при нерасщепленной фазе и креплении ее в глухом зажиме – ре- дуцированному тяжению, возникающему при обрыве фазы. При этом принимаются сочетания условий согласно 5.3.5.34 (перечисление 3)). При расщепленной фазе и креплении ее в глухих зажимах значе- ния для нерасщепленных фаз умножаются на дополнительные коэф- фициенты: 0,8 – при расщеплении на два провода; 0,7 – на три прово-
да; 0,6 – на четыре провода; 0,5 – на пять и более;
при нерасщепленной и расщепленной фазах провода и крепле- нии их в поддерживающем устройстве специальной конструкции – условной нагрузке, равной 25 кН при одном проводе в фазе; 40 кН – при двух проводах в фазе; 60 кН – при трех и более проводах в фазе. Расчетная нагрузка от троса, закрепленного в глухом зажиме, при- нимается равной наибольшему расчетному горизонтальному тяжению троса при сочетании условий, указанных в 5.3.5.34 (перечисление 3)). При этом для тросов, расщепленных на две составляющие, тяже-
ние следует умножать на 0,8.
Расчетная нагрузка от троса, закрепленного в поддерживающем устройстве специальной конструкции, принимается равной 40 кН. На- грузки прикладываются в местах крепления проводов тех фаз или того троса, при обрыве которых усилия в рассчитываемых элементах полу- чаются наибольшими.
Опоры анкерного типа должны рассчитываться в аварий- ном режиме по первой группе предельных состояний на обрыв тех фаз или того троса, при обрыве которых усилия в рассматриваемых элементах получаются наибольшими. Расчет проводится на следую- щие условия:
оборваны провод или провода одной фазы одного пролета, тро- сы не оборваны (одноцепные опоры со сталеалюминиевыми прово- дами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов 185 мм2 и более, а также со стальными канатами типа ТК всех сечений, используемыми в качестве проводов);
оборваны провода двух фаз одного пролета, тросы не оборваны (двухцепные опоры, а также одноцепные опоры со сталеалюминие- выми проводами и проводами из термообработанного алюминиево- го сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 мм2);
оборван один трос одного пролета (при расщеплении троса – все его составляющие), провода независимо от марок и сечений не оборваны. Расчетные нагрузки от проводов и тросов принимаются равными наибольшему расчетному горизонтальному тяжению провода или тро-
са при сочетании условий согласно 5.3.5.34 (перечисления 2) и 3)).
При определении усилий в элементах опоры учитываются услов- ные нагрузки или неуравновешенные тяжения, возникающие при об- рывах тех проводов или тросов, при которых эти усилия имеют наи- большие значения.
Опоры большого перехода должны иметь дневную мар- кировку (окраску) и сигнальное освещение в соответствии с 5.3.27.2.
Подвеска волоконно-оптических линий связи на ВЛ
К волоконно-оптической линии связи на ВЛ в настоящем техническом кодексе относится линия связи, для передачи информа- ции по которой служит оптический кабель, размещаемый на элемен- тах ВЛ.
Требования 5.3.12.3–5.3.12.23 распространяются на раз- мещение на ВЛ оптических кабелей следующих типов: ОКГТ, ОКФП, ОКСН, ОКНН.
Все элементы ВОЛС-ВЛ должны соответствовать услови- ям работы ВЛ.
Для сооружения конкретной линии связи допускается ис- пользование нескольких ВЛ различного напряжения, совпадающих по направлению с ее трассой.
При сооружении вводов ОК на регенерационные пункты и узлы связи энергообъектов на отдельных самостоятельных опорах конструктивное выполнение и требования к параметрам и характери- стикам вводов определяются в проекте.
Элементы ВОЛС-ВЛ, включая вводы ОК на регенерацион- ные пункты, узлы связи энергообъектов должны проектироваться на те же климатические условия, что и ВЛ, на которой эта ВОЛС размещает- ся, и соответствовать требованиям 5.3.5.
Оптические кабели, размещаемые на элементах ВЛ, долж- ны удовлетворять требованиям:
механической прочности;
термической стойкости;
стойкости к воздействию грозовых перенапряжений;
обеспечения нагрузок на оптические волокна, не превышающих допускаемые;
стойкости к воздействию электрического поля.
Механический расчет ОКГТ, ОКФП, ОКСН должен произ- водиться на расчетные нагрузки по методу допускаемых напряжений с учетом вытяжки кабелей и допустимых нагрузок на оптическое во- локно.
Механический расчет грозозащитного троса или фазно- го провода, на которых размещается ОКНН, должен производиться с учетом дополнительных весовых и ветровых нагрузок от ОК во всех режимах, указанных в 5.3.5.33–5.3.5.36.
Механический расчет ОК всех типов следует выполнять для исходных условий по 5.3.5.33–5.3.5.36.
Значения физико-механических параметров, необходимых для ме- ханического расчета ОК, и данные по вытяжке должны приниматься по техническим условиям на ОК или по данным изготовителей кабелей.
Оптические кабели должны быть защищены от вибра- ции в соответствии с условиями их подвески и требованиями изго- товителя ОК.
При подвеске на ВЛ ОКГТ и ОКФП их расположение должно удовлетворять требованиям 5.3.7.1–5.3.7.11 и 5.3.9.6.
Независимо от напряжения ВЛ ОКГТ должен, как пра- вило, быть заземлен на каждой опоре. Сопротивление заземляющих устройств опор, на которых подвешен ОКГТ, должно соответствовать таблице 5.3.19. Допускается увеличение этих сопротивлений при обес- печении термической стойкости ОК.
При наличии плавки гололеда на грозозащитных тросах допуска- ется изолированное крепление ОКГТ при условии, что стойкость опти- ческих волокон по температурному режиму удовлетворяет условиям
работы в режиме плавки гололеда и режиму протекания токов на этом участке (5.3.12.15, 5.3.12.16, 5.3.12.18).
Необходимость заземления (или возможность изолиро- ванной подвески) троса, на котором подвешен ОКНН, обосновывается в проекте.
Оптические кабели типов ОКГТ, ОКФП и ОКНН должны быть проверены на работоспособность по температурному режиму при протекании максимального полного тока КЗ, определяемого с уче- том времени срабатывания резервных защит, дальнего резервирова- ния, действия УРОВ и АПВ и полного времени отключения выключате- лей. Допускается не учитывать дальнее резервирование.
Оптические кабели типов ОКФП и ОКНН (при подвеске его на фазном проводе) следует проверять на работоспособность по температурному режиму при температурах провода, возникающих при его нагреве наибольшим рабочим током линии.
Напряженность электрического поля в точке подвеса ОКСН должна рассчитываться с учетом реального расположения кабеля, транспозиции фаз ВЛ, вероятности отключения одной цепи в случае двухцепной ВЛ, а также конструкции зажима (протектора).
Оптический кабель типа ОКНН следует проверять:
при подвеске его на фазном проводе – на стойкость при воздей- ствии электрического поля проводов;
при подвеске его на грозозащитном тросе – на стойкость к воз- действию электрического напряжения, наведенного на тросе, и пря- мых ударов молнии в трос.
Токи КЗ, на которые производится проверка ОК (ОКГТ ОКФП, ОКНН) на термическую стойкость, должны определяться с уче- том перспективы развития энергосистемы.
Место крепления ОКСН на опоре с учетом его вытяжки в процессе эксплуатации определяется, исходя из условий:
стойкости оболочки к воздействию электрического поля;
обеспечения наименьшего расстояния до поверхности земли не менее 5 м независимо от напряжения ВЛ и вида местности;
обеспечения расстояний от ОКСН до фазных проводов на опоре не менее: 0,6 м для ВЛ до 35 кВ; 1 м – 110 кВ; 2 м – 220 кВ; 2,5 м – 330 кВ; 5 м – 750 кВ при отсутствии гололеда и ветра.
С учетом указанных условий ОКСН может размещаться как выше фазных проводов, так и между фазами или ниже фазных проводов.
При креплении ОКНН к фазному проводу должны быть обеспечены следующие наименьшие расстояния от провода с прикре- пленным или навитым ОК:
до конструкции опоры при отклонении от воздействия ветра – в соответствии с таблицей 5.3.17;
до земли и инженерных сооружений и естественных препят- ствий – в соответствии с таблицами 5.3.20–5.3.25, 5.3.30, 5.3.31, 5.3.34–5.3.40.
При подвеске на ВЛ ОК любого типа должна быть выпол- нена проверка опор и их закреплений в грунте с учетом дополнитель- ных нагрузок, возникающих при этом.
Соединение строительных длин ОК выполняется в специ- альных соединительных муфтах, которые рекомендуется размещать на анкерных опорах.
Высота расположения соединительных муфт на опорах ВЛ должна быть не менее 5 м от основания опоры.
К опорам ВЛ, на которых размещаются соединительные муфты ОК, должен быть обеспечен в любое время года подъезд транспорт- ных средств со сварочным и измерительным оборудованием.
На опорах ВЛ при размещении на них муфт ОК дополнительно к 5.3.3.4 должны быть нанесены следующие постоянные знаки:
условное обозначение ВОЛС;
номер соединительной муфты.
Прохождение ВЛ по ненаселенной и труднодоступной местности
Расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли в не- населенной и труднодоступной местности в нормальном режиме ВЛ должны приниматься не менее приведенных в таблице 5.3.20.
Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода без учета его нагрева электрическим током:
при высшей температуре воздуха для ВЛ 330 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 5.3.2.10 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.20 и тем- пературе воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
Таблица 5.3.20 – Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли в ненаселенной
и труднодоступной местности
Характеристика местности
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35–110
220
330
750
ВЛП
Ненаселенная местность
6
6
7
7,5
12
5
Труднодоступная местность
5
5
6
6,5
10
5
При прохождении ВЛ всех классов напряжений рекомен- дуется не занимать земли, орошаемые дождевальными установками. Допускается прохождение ВЛ по этим землям при условии выполне- ния требований строительных норм и правил на мелиоративные си- стемы и сооружения.
В местах пересечения ВЛ со скотопрогонами наименьшее расстояние по вертикали от проводов до поверхности земли должно быть не меньше, чем при пересечении с автомобильными дорогами (см. 5.3.19.3).
В местах пересечения ВЛ с мелиоративными каналами наименьшее расстояние по вертикали от проводов при высшей тем- пературе воздуха без учета нагрева провода электрическим током до бермы канала должно быть не менее: 7 м – для ВЛ до 110 кВ; 8 м – для ВЛ 220 кВ; 8,5 м – для ВЛ 330 кВ; 16 м – для ВЛ 750 кВ.
Опоры должны располагаться вне полосы отвода земель в посто- янное пользование для мелиоративных каналов.
При параллельном следовании ВЛ с мелиоративными каналами крайние провода ВЛ при неотклоненном их положении должны распо- лагаться вне полосы отвода земель в постоянное пользование для ме- лиоративных каналов.
Шпалерная проволока для подвески винограда, хмеля и других аналогичных сельскохозяйственных культур, пересекае- мая ВЛ 110 кВ и выше под углом менее 70°, должна быть заземлена через каждые 50–70 м ее длины в пределах охранной зоны ВЛ.
Сопротивление заземления не нормируется.
Прохождение ВЛ по насаждениям1
Следует, как правило, избегать прокладки ВЛ в природоох- ранных лесах и лесах, расположенных в границах полос шириной 200 м от границ земельных участков, на которых расположены санатории, дома
1 Под насаждениями понимаются естественные и искусственные древостой и кустарни- ки, а также сады и парки.
отдыха, пансионаты, оздоровительные лагеря, туристические базы и дру- гие лечебные, санаторно-курортные, оздоровительные объекты.
Для прохождения ВЛ по насаждениям должны быть про- рублены просеки.
Ширина просек в насаждениях должна приниматься в зависимости от высоты насаждений1 с учетом их перспективного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию.
В насаждениях с перспективной высотой пород до 4 м ширина просек принимается равной расстоянию между крайними проводами ВЛ плюс по 3 м в каждую сторону от крайних проводов. При прохож- дении ВЛ по территории фруктовых садов вырубка просек не обяза- тельна.
Для ВЛ до 220 кВ, не служащих единственным источником пи- тания потребителей, а также при прохождении ВЛ в парках и садах ширина просеки рассчитывается по формуле
A D 2(B a K), (5.3.27)
где А – ширина просеки, м;
D – расстояние по горизонтали между крайними, наиболее уда- ленными проводами фаз, м;
В – наименьшее допустимое расстояние по горизонтали между крайним проводом ВЛ и кронами деревьев, м (эти расстояния должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.21);
а – горизонтальная проекция стрелы провеса провода и поддер- живающей гирлянды изоляторов, м, при наибольшем их отклоне- нии согласно 5.3.5.35 (перечисление 1)), с учетом типа местности согласно 5.3.1.4;
K – радиус горизонтальной проекции кроны с учетом перспектив- ного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию, м.
Таблица 5.3.21 – Наименьшие расстояния по горизонтали между проводами ВЛ и кронами деревьев
Напряжение ВЛ, кВ
До 10
35–110
220
330
750
Наименьшее расстояние, м
3
4
5
6
7
1 Здесь и далее под высотой насаждений понимается увеличенная на 10 % средняя вы- сота преобладающей по запасам породы, находящейся в верхнем ярусе насаждений. В разновозрастных насаждениях под ней понимается увеличенная на 10 % средняя высота преобладающего по запасу поколения.
Радиусы проекций крон деревьев основных лесообразующих по- род принимаются равными, м:
липа, береза .............................................4,5
ель, пихта, клен, осина ............................5,0
сосна, лиственница ..................................7,0
дуб, бук ......................................................9,0
Для других пород деревьев радиусы проекций крон определяются при конкретном проектировании по данным владельца насаждений.
Для ВЛ 330 кВ и выше, а также для радиальных ВЛ до 220 кВ, служащих единственным источником питания потребителей, ширина просеки принимается равной большему из двух значений, рассчитан- ных по формуле, приведенной в перечислении 2), и по формуле
А D 2Н, (5.3.28)
где Н – высота насаждений с учетом перспективного роста, м.
Для ВЛП ширина просек в насаждениях должна рассчитываться по формуле:
А D 2(В K), (5.3.29)
где А, D, K – пояснения символов (см. формулу 5.3.27);
В – наименьшее допустимое расстояние по горизонтали меж- ду крайним проводом и кронами деревьев, м. Принимается В 1,25 – для ВЛП 10 кВ; В = 2,0 – для ВЛП 35 кВ; В 2,5 –
для ВЛП 110 кВ.
При реконструкции ВЛ 10 кВ с переводом ее в ВЛП допускается оставлять существующую ширину просеки меньше рассчитанной по формуле 5.3.29. При этом в процессе эксплуатации при необходи- мости следует подрезать кроны примыкающих к ВЛП деревьев для со- блюдения расстояния 1,25 м от крон до проводов.
При прохождении ВЛП 10 кВ по территории фруктовых садов с де- ревьями высотой более 4 м расстояние от крайних проводов до дере- вьев должно быть не менее 2 м.
Опасные деревья, произрастающие в полосе леса, примыкаю- щие к просекам ВЛ и угрожающие падением на провода и опоры ВЛ, должны вырубаться.
В понижениях рельефа, на косогорах и в оврагах просека прорубается с учетом перспективной высоты насаждений, при этом, если расстояние по вертикали от верха крон деревьев до провода ВЛ более 9 м, просека прорубается только под ВЛ по ширине, равной рас- стоянию между крайними проводами плюс по 2 м в каждую сторону.
После окончания монтажа места нарушения склонов на просеках должны быть засажены кустарниковыми породами.
Прохождение линий электропередачи в лесах любых кате- горий необходимо выполнять:
напряжением до 35 кВ – ВЛП;
напряжением 110 кВ и выше – ВЛП или на повышенных опорах над лесными насаждениями.
Прохождение ВЛ напряжением свыше 110 кВ в природоохранных, рекреационно-оздоровительных и защитных лесах допускается вы- полнять над лесными насаждениями.
ВЛ над лесными насаждениями сооружается при условии ее про- хождения по самостоятельной трассе, вне коридора или других ком- муникаций, протяженность которых в направлении проектируемой ВЛ, как правило, составляет более 2 км. При этом воздушный промежуток
«верх кроны дерева – провод» принимается не менее указанных зна- чений:
Напряжение ВЛ, кВ Наименьшее расстояние, м 110 3,0
330 5,0
Высота насаждений принимается максимально возможной на весь нормативный срок службы ВЛ (участка ВЛ). Под высотой насаждений следует понимать максимальную высоту деревьев, расположенных в полосе между крайними проводами ВЛ с учетом их максимального отклонения плюс расстояние по таблице 5.3.21.
При прохождении ВЛ над лесными насаждениями ширина просеки между кронами деревьев должна приниматься не более 6 м (по 3 м в каждую сторону от оси ВЛ); кроме того, должны предусматриваться площадки вокруг опор для ее обслуживания шириной не более 5 м от основания опоры.
По всей ширине просеки по трассе ВЛ должны быть про- ведены ее очистка от вырубленных деревьев и кустарников, корчевка пней или срезка их ниже уровня земли не менее чем на 0,2 м и рекуль- тивация.
Прохождение ВЛ по населенной местности
Прокладку электрических сетей напряжением 35 кВ и выше к понизительным подстанциям глубокого ввода в пределах крупней- ших и крупных городов следует осуществлять согласно [74].
Угол пересечения ВЛ с улицами не нормируется. В случае прохож- дения ВЛ вдоль улицы провода располагают над проезжей частью.
Для предотвращения вынужденных наездов транспортных средств на опоры ВЛ, устанавливаемые в пределах городских и сельских улиц и дорог, их следует ограждать в соответствии с требованиями [53], СТБ 1300.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Крепление проводов ВЛ на штыревых изоляторах должно быть двойным. При применении подвесных и полимерных изоляторов крепление проводов на промежуточных опорах должно выполняться глухими зажимами.
Крепление проводов ВЛП на штыревых изоляторах должно вы- полняться усиленным с применением спиральных пружинных вязок с полимерным покрытием; при применении поддерживающих гирлянд изоляторов крепление проводов следует выполнять с помощью глухих поддерживающих зажимов.
Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до поверхно- сти земли в населенной местности в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее приведенных в таблице 5.3.22.
Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода без учета его нагрева электрическим током:
при высшей температуре воздуха для ВЛ 220 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 5.3.2.10 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 330 кВ и выше;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.20 и тем- пературе воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
В местах пересечения ВЛ с улицами, проездами и т.п. рас- стояния по вертикали от проводов площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 до поверхности земли должны быть проверены также на обрыв провода в смежном пролете при среднегодовой тем- пературе воздуха, без учета нагрева проводов электрическим током. Эти расстояния должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.22. При прохождении ВЛ в пределах специально отведенных в город- ской черте коридоров, а также для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка вертикальных расстоя-
ний при обрыве проводов не требуется.
Расстояние по горизонтали от основания опоры ВЛ до кю- вета или бортового камня проезжей части улицы (проезда) должно быть не менее 2,0 м; расстояние до тротуаров и пешеходных дорожек не нормируется.
Таблица 5.3.22 – Наименьшие расстояния по вертикали от проводов ВЛ до поверхности земли, производственных зданий и сооружений в населенной местности
Условия работы ВЛ
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
ВЛП
до 35
110
220
330
750
Нормальный режим:
6
7
7
8
11
23
до поверхности земли
до производственных зданий и сооружений
3
3
4
5
7,5
12
Обрыв провода в смежном пролете до поверхности земли
5,0
5,5
5,5
5,5
6
–
На улицах и дорогах в условиях исторически сложившейся за- стройки городов, поселков и сельских населенных пунктов опоры ВЛП-10 кВ следует располагать:
при наличии ограждения проезжей части бортовым камнем – на расстоянии не менее 0,3 м от лицевой грани бортового камня до на- ружной поверхности опоры;
при отсутствии ограждения проезжей части бортовым камнем – на расстоянии не менее 0,6 м от кромки проезжей части до наружной поверхности опоры;
до границ приусадебных земельных участков индивидуальных домов и земельных участков для ведения коллективного садовод- ства – в соответствии с требованиями 5.3.15.8.
Прохождение ВЛ над зданиями и сооружениями, как пра- вило, не допускается.
Допускается прохождение ВЛ над производственными зданиями и сооружениями промышленных предприятий I и II степени огнестой- кости в соответствии со строительными нормами и правилами пожар- ной безопасности зданий и сооружений с кровлей из негорючих мате- риалов (для ВЛ 330–750 кВ только над производственными зданиями электрических станций и ПС). При этом расстояния по вертикали от проводов ВЛ до указанных зданий и сооружений при наибольшей стреле провеса должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.22. Металлические кровли, над которыми проходят ВЛ, должны быть заземлены. Сопротивление заземления должно быть не более указан-
ного в таблице 5.3.19.
Для ВЛ 330 кВ и выше должна быть обеспечена защита персонала, находящегося внутри производственных зданий электрических стан- ций и ПС, от влияния электрического поля, а заземление металличе- ской кровли должно выполняться не менее чем в двух точках.
Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ до 220 кВ при наибольшем их отклонении до ближайших частей произ- водственных, складских, административно-бытовых и общественных зданий и сооружений должны быть не менее: 2 м – для ВЛ до 10 кВ; 4 м – для ВЛ 35–110 кВ; 6 м – для ВЛ 220 кВ.
Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ 330 кВ и выше должны быть не менее:
до ближайших частей непроизводственных и производственных зданий и сооружений электрических станций и ПС при наибольшем отклонении проводов: 8 м – для ВЛ 330 кВ; 10 м – для ВЛ 750 кВ;
до ближайших частей производственных, складских, админи- стративно-бытовых и общественных зданий и сооружений (кроме электрических станций и ПС) при неотклоненном положении прово- дов: 20 м – для ВЛ 330 кВ; 40 м – для ВЛ 750 кВ.
Прохождение ВЛ по территориям стадионов, учебных и детских учреждений не допускается.
Расстояния от отклоненных проводов ВЛ, расположенных вдоль улиц, в парках и садах, до деревьев, а также до тросов под- вески дорожных знаков должны быть не менее приведенных в табли- це 5.3.21.
Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ при неоткло- ненном их положении до детских и спортивных площадок, площадок и стоянок для отдыха, стадионов, учебных и детских учреждений, рын- ков, торговых точек, гаражей, остановочных пунктов общественного транспорта (кроме остановочных пунктов железнодорожного транс- порта), кладбищ, стрельбищ, полевых станов, загонов для скота долж- ны быть не менее расстояний для охранных зон ВЛ соответствующих напряжений.
Не допускается нахождение в охранных зонах ВЛ 35 кВ и выше жилых зданий, садоводческих товариществ, дачных кооперативов, объектов жилищного строительства, в том числе усадебной жилой за- стройки, зданий организаций отдыха и туризма, земельных участков для огородничества.
Допускается принимать для ВЛ (ВЛП) от 1 до 10 кВ расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ (ВЛП) при наибольшем их от- клонении до границ приусадебных земельных участков индивидуаль- ных домов и коллективных садовых участков не менее 2 м – для ВЛ и 0,3 м – для ВЛП и при совместной подвеске ВЛИ-0,4 кВ и ВЛП-10 кВ.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Если при расстояниях, указанных в 5.3.15.7 и 5.3.15.8, от ВЛ до зданий и сооружений, имеющих приемную радио- или теле- визионную аппаратуру, радиопомехи превышают значения, норми- руемые государственными стандартами, и соблюдение требований
стандартов не может быть достигнуто специальными мероприятиями (выносными антеннами, изменением конструкции ВЛ и др.) или эти мероприятия нецелесообразны, расстояния от крайних проводов ВЛ при неотклоненном их положении до ближайших частей этих зданий и сооружений должны быть приняты не менее: 10 м – для ВЛ до 35 кВ; 50 м – для ВЛ 110–220 кВ; 100 м – для ВЛ 330 кВ и выше.
Расчет уровня радиопомех должен выполняться с учетом [8] (гла- ва 1.3) и 5.3.6.7.
Расстояния от заземлителей опор ВЛ до проложенных в земле силовых кабелей должны приниматься в соответствии с [8] (главы 2.1 и 2.3).
Пересечение и сближение ВЛ между собой
Угол пересечения ВЛ (ВЛП) выше 1 кВ между собой и с ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ не нормируется.
Место пересечения должно выбираться возможно ближе к опоре верхней (пересекающей) ВЛ (ВЛП).
Расстояния от проводов нижней (пересекаемой) ВЛ (ВЛП) до опор верхней (пересекающей) ВЛ (ВЛП) по горизонтали и от проводов верх- ней (пересекающей) ВЛ (ВЛП) до опор нижней (пересекаемой) ВЛ (ВЛП) в свету должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.23. При пересечении ВЛП 10 кВ с ВЛИ 0,4 кВ наименьшее расстояние по горизонтали от опор ВЛП 10 кВ до проводов ВЛИ 0,4 кВ при наи- большем их отклонении должно быть не менее 1,5 м, а от опор ВЛИ 0,4 кВ до проводов ВЛП 10 кВ при наибольшем их отклонении – не ме- нее 0,5 м.
Таблица 5.3.23 – Наименьшие расстояния между проводами и опорами пересекающихся ВЛ
Напряжение ВЛ, кВ
Наименьшее расстояние
от проводов до ближайшей части опоры, м
при наибольшем отклонении проводов
при неотклоненном положении проводов
До 330
750
3
6
6
15
Допускается выполнение пересечений ВЛ и ВЛП между собой и с ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ на общей опоре.
Опоры ВЛ 750 кВ, ограничивающие пролет пересечения с ВЛ 750 кВ, должны быть анкерного типа.
Пересечения ВЛ 750 кВ с ВЛ 330 кВ и ниже, а также ВЛ 330 кВ и ниже между собой допускается осуществлять в пролетах, ограни- ченных как промежуточными, так и анкерными опорами.
Одностоечные деревянные опоры пересекающей ВЛ, ограничива- ющие пролет пересечения, как правило, должны быть с железобетон- ными приставками. Допускается применение одностоечных деревян- ных опор без приставок и, как исключение, повышенных деревянных опор с деревянными приставками.
При пересечении ВЛ 750 кВ с ВЛ 6–10 кВ и ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ опоры пересекаемых ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, долж- ны быть анкерного типа, провода пересекаемых ВЛ в пролете пере- сечения должны быть:
сталеалюминиевыми площадью сечения по алюминию не менее 70 мм2 – для ВЛ 6–10 кВ;
сталеалюминиевыми площадью сечения по алюминию не менее 70 мм2 или из термоупрочненного алюминиевого сплава площадью се- чения не менее 70 мм2 – для ВЛП 6–10 кВ;
алюминиевыми площадью сечения не менее 50 мм2 – для ВЛ до 1 кВ;
жгутом СИП без несущего нулевого провода с площадью сечения фазной жилы не менее 25 мм2 или с несущим проводом из термообра- ботанного алюминиевого сплава площадью сечения не менее 50 мм2.
Провода в пролетах пересечений должны крепиться на опорах с помощью:
подвесных стеклянных изоляторов – для ВЛ (ВЛП) 6–10 кВ;
штыревых изоляторов с двойным креплением к ним – для ВЛ до 1 кВ;
натяжных анкерных зажимов – для ВЛИ.
На промежуточных опорах пересекающей ВЛ с поддержи- вающими гирляндами изоляторов провода должны быть подвешены в глухих зажимах, а на опорах со штыревыми изоляторами должно применяться двойное крепление провода.
На промежуточных опорах существующей ВЛ 750 кВ, ограничиваю- щих пролет пересечения с вновь сооружаемыми под ней ВЛ до 330 кВ с площадью сечения алюминиевой части проводов 300 мм2 и более, при сооружении под ними других ВЛ допускается оставлять зажимы с ограниченной прочностью заделки и выпадающие зажимы.
Провода ВЛ более высокого напряжения, как правило, должны быть расположены выше проводов пересекаемых ВЛ бо- лее низкого напряжения. Допускается как исключение прохождение ВЛ 35 кВ и выше с проводами площадью сечения алюминиевой ча- сти 120 мм2 и более над проводами ВЛ более высокого напряжения,
но не выше 220 кВ1. При этом прохождение ВЛ более низкого напряже- ния над проводами двухцепных ВЛ более высокого напряжения не до- пускается.
Пересечение ВЛ 35–330 кВ с двухцепными ВЛ тех же напря- жений, служащими для электроснабжения потребителей, не имеющих резервного питания, или с двухцепными ВЛ, цепи которых являются взаиморезервирующими, должно, как правило, осуществляться в раз- ных пролетах пересекающей ВЛ, разделенных анкерной опорой. Пере- сечение ВЛ 750 кВ с такими ВЛ допускается выполнять в одном проле- те, ограниченном как анкерными, так и промежуточными опорами.
На участках стесненной трассы пересечение ВЛ с проводами пло- щадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более с двухцепными ВЛ допускается осуществлять в одном пролете пересекающей ВЛ, ограниченном промежуточными опорами. При этом на опорах, ограни- чивающих пролет пересечения, должны быть применены двухцепные поддерживающие гирлянды изоляторов с раздельным креплением це- пей к опоре.
Наименьшие расстояния между ближайшими проводами (или проводами и тросами) пересекающихся ВЛ должны принимать- ся не менее приведенных в таблице 5.3.24 при температуре воздуха
15 °С без ветра.
При определении расстояний между проводами пересекающих- ся ВЛ следует учитывать возможность поражения молнией обеих ВЛ и принимать расстояния для более неблагоприятного случая. Если верхняя ВЛ защищена тросами, то учитывается возможность пораже- ния только нижней ВЛ.
Для промежуточных длин пролетов соответствующие расстояния определяются линейной интерполяцией.
Расстояние между ближайшими проводами пересекающей и пере- секаемой ВЛ 6–10 кВ при условии, что хотя бы одна из них выполнена защищенными проводами, при температуре 15 °С без ветра должно быть не менее 1,5 м.
Расстояние по вертикали между ближайшими проводами пересе- кающей ВЛП и пересекаемой ВЛИ при температуре воздуха 15 °С без ветра должно быть не менее 1 м.
1 В городах и поселках городского типа допускается прохождение ВЛИ над проводами ВЛ напряжением до 10 кВ.
Таблица 5.3.24 – Наименьшие расстояния между проводами или проводами и тросами пересекающихся ВЛ
на металлических и железобетонных опорах, а также на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств
Длина пролета ВЛ, м
Наименьшее расстояние, м, при расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м
30
50
70
100
120
150
При пересечении ВЛ 750 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
6,5
6,5
6,5
7,0
–
–
300
6,5
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
450
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
500
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
9,5
При пересечении ВЛ 330 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
5,0
5,0
5,0
5,5
–
–
300
5,0
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
450
5,0
5,5
6,0
7,0
7,5
8,0
При пересечении ВЛ 220 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
4
4
4
4
–
–
300
4
4
4
4,5
5
5,5
450
4
4
5
6
6,5
7
При пересечении ВЛ 110–35 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
300
3
3
3
3
3
4
4
4,5
–
5
–
–
При пересечении ВЛ 10 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 100
2
2
–
–
–
–
150
2
2,5
2,5
–
–
–
Допускается сохранение опор пересекаемых ВЛ до 110 кВ под про- водами пересекающих ВЛ до 330 кВ, если расстояние по вертикали от проводов пересекающей ВЛ до верха опоры пересекаемой ВЛ на 4 м больше значений, приведенных в таблице 5.3.24.
Допускается сохранение опор пересекаемых ВЛ до 110 кВ под проводами пересекающих ВЛ 750 кВ, если расстояние по вертика- ли от проводов ВЛ 750 кВ до верха опоры пересекаемой ВЛ не менее 12 м при высшей температуре воздуха.
Расстояния между ближайшими проводами (или между проводами и тросами) пересекающихся ВЛ 35 кВ и выше подлежат дополнительной проверке на условия отклонения проводов (тросов)
одной из пересекающихся ВЛ в пролете пересечения при ветровом давлении согласно 5.3.5.19, направленном перпендикулярно оси пролета данной ВЛ, и неотклоненном положении провода (троса) другой. При этом расстояния между проводами и тросами или про- водами должны быть не менее указанных в таблице 5.3.17 или 5.3.18 для условий наибольшего рабочего напряжения, температура воздуха для неотклоненных проводов принимается по 5.3.5.14.
На ВЛ с деревянными опорами, не защищенных тросами, на опорах, ограничивающих пролеты пересечения, должны устанав- ливаться защитные аппараты на обеих пересекающихся ВЛ. Рассто- яния между проводами пересекающихся ВЛ должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.24.
На опорах ВЛ 35 кВ и ниже при пересечении их с ВЛ 750 кВ и ниже допускается применять ИП. При этом для ВЛ 35 кВ должно быть пред- усмотрено автоматическое повторное включение. Искровые проме- жутки на одностоечных и А-образных опорах с деревянными траверса- ми выполняются в виде одного заземляющего спуска и заканчиваются бандажами на расстоянии 75 см (по дереву) от точки крепления ниж- него изолятора. На П- и АП-образных опорах заземляющие спуски прокладываются по двум стойкам опор до траверсы.
На ВЛ с деревянными опорами, не защищенных тросами, при пе- ресечении их с ВЛ 750 кВ металлические детали для крепления про- водов (крюки, штыри, оголовки) должны быть заземлены на опорах, ограничивающих пролет пересечения, а количество подвесных изоля- торов в гирляндах должно соответствовать изоляции для металличе- ских опор. При этом на опорах ВЛ 35–220 кВ должны быть установле- ны защитные аппараты.
Если расстояние от места пересечения до ближайших опор пере- секающихся ВЛ составляет более 40 м, допускается защитные аппа- раты не устанавливать, а заземление деталей крепления проводов на опорах ВЛ 35 кВ и выше не требуется.
Установка защитных аппаратов на опорах пересечения не требу- ется:
для ВЛ с металлическими и железобетонными опорами;
для ВЛ с деревянными опорами при расстояниях между провода- ми пересекающихся ВЛ не менее: 9 м – при напряжении 750 кВ; 7 м – при напряжении 330 кВ; 6 м – при напряжении 220 кВ; 5 м – при на- пряжении 35–110 кВ; 4 м – при напряжении до 10 кВ.
Сопротивления заземляющих устройств деревянных опор с за- щитными аппаратами должны приниматься в соответствии с табли- цей 5.3.19.
При параллельном следовании и сближении ВЛ одного напряжения между собой или с ВЛ других напряжений расстояния
по горизонтали должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.25 и приниматься по ВЛ более высокого напряжения.
Таблица 5.3.25 – Наименьшие расстояния по горизонтали между ВЛ
Участки ВЛ и расстояния
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35
110
220
330
750
ВЛП
Участки нестесненной трассы, между осями ВЛ
Высота наиболее высокой опоры*
Участки стесненной трассы, подходы
2,5
4
5
7
10
20**
2
к подстанциям:
между крайними проводами в неоткло- ненном положении
от отклоненных проводов одной ВЛ до ближайших частей опор другой ВЛ
2
4
4
6
8
10
2
* Не менее 75 м для ВЛ 750 кВ.
** Для двух и более ВЛ 750 кВ фазировка смежных крайних фаз должна быть разноименной.
Указанные расстояния подлежат дополнительной проверке:
на непревышение смещения нейтрали более 15 % фазного на- пряжения в нормальном режиме работы ВЛ до 35 кВ с изолированной нейтралью за счет электромагнитного и электростатического влияния ВЛ более высокого напряжения;
на исключение возможности развития в отключенном положении ВЛ 750 кВ, оборудованных компенсирующими устройствами (шунти- рующими реакторами, синхронными или тиристорными статическими компенсаторами и др.), резонансных перенапряжений. Степень ком- пенсации рабочей емкости линии, расстояния между осями ВЛ и дли- ны участков сближений должны определяться расчетами.
Пересечение и сближение ВЛ с сооружениями связи и сигнализации
Пересечение ВЛ напряжением до 35 кВ с ЛС должно быть выполнено по одному из следующих вариантов:
проводами ВЛ и подземным кабелем ЛС1;
проводами ВЛ и воздушным кабелем ЛС;
подземной кабельной вставкой в ВЛ и неизолированными про- водами ЛС;
проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС.
1 В данном подразделе к кабелям связи относятся металлические и оптические кабели с металлическими элементами.
Пересечение ВЛ напряжением до 35 кВ с неизолированны- ми проводами ЛС может применяться в следующих случаях:
если невозможно проложить ни подземный кабель ЛС, ни ка- бель ВЛ;
если применение кабельной вставки в ЛС приведет к необходи- мости установки дополнительного или переноса ранее установленно- го усилительного пункта ЛС;
если на ВЛ применены подвесные изоляторы. При этом ВЛ на участке пересечения с неизолированными проводами ЛС выпол- няются с повышенной механической прочностью проводов и опор (5.3.17.10).
Пересечение ВЛ 110–330 кВ с ЛС должно быть выполнено по одному из следующих вариантов:
проводами ВЛ и подземным кабелем ЛС;
проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС.
Пересечение ВЛ 750 кВ с ЛС выполняется подземным ка- белем ЛС. При невозможности прокладки подземного кабеля ЛС в ус- ловиях стесненной, труднопроходимой горной местности допускается выполнять пересечение ЛС с ВЛ 750 кВ неизолированными провода- ми, но расстояние в свету от вершин опор ЛС до неотклоненных про- водов ВЛ должно быть не менее 30 м.
При пересечении ВЛ 110–330 кВ с воздушными провода- ми ЛС применять кабельные вставки не следует, если применение кабельной вставки в ЛС приведет к необходимости установки допол- нительного усилительного пункта на ЛС, а отказ от применения этой кабельной вставки не приведет к увеличению мешающего влияния ВЛ на ЛС сверх допустимых норм.
В пролете пересечения ЛС с ВЛ до 750 кВ, на которых предусматриваются каналы высокочастотной связи и телемеханики с аппаратурой, работающей в совпадающем с аппаратурой ЛС спек- тре частот и имеющей мощность на один канал:
более 10 Вт – ЛС должны быть выполнены подземными кабель- ными вставками. Длина кабельной вставки определяется по расчету мешающего влияния, при этом расстояние по горизонтали от основа- ния кабельной опоры ЛС до проекции крайнего провода ВЛ на гори- зонтальную плоскость должно быть не менее 100 м;
от 5 до 10 Вт – необходимость применения кабельной встав- ки в ЛС или принятия других средств защиты определяется по рас- чету мешающего влияния. При этом в случае применения кабельной вставки расстояние в свету от неотклоненных проводов ВЛ до 330 кВ до вершин кабельных опор ЛС должно быть не менее 20 м, а от неот-
клоненных проводов ВЛ 750 кВ до вершин кабельных опор ЛС – не ме- нее 30 м;
менее 5 Вт, или если высокочастотная аппаратура ВЛ рабо- тает в несовпадающем спектре частот, или ЛС не уплотнены ВЧ- аппаратурой – применение кабельной вставки при пересечении с ВЛ до 750 кВ по условиям мешающего влияния не требуется. Если ка- бельная вставка в ЛС оборудуется не по условиям мешающего вли- яния от высокочастотных каналов ВЛ, то расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ЛС до проекции на горизонтальную плоскость крайнего неотклоненного провода ВЛ до 330 кВ должно быть не менее 15 м. Для ВЛ 330 кВ расстояние в свету от крайних неотклоненных проводов ВЛ до вершины кабельных опор ЛС должно быть не менее 20 м, а для ВЛ 750 кВ – не менее 30 м.
Пересечения проводов ВЛ с воздушными линиями город- ской телефонной связи не допускаются; эти линии в пролете пере- сечения с проводами ВЛ должны выполняться только подземными кабелями.
При пересечении ВЛ с подземным кабелем связи (или с подземной кабельной вставкой) должны соблюдаться следующие требования:
угол пересечения ВЛ до 330 кВ с ЛС не нормируется, угол пере- сечения ВЛ 750 кВ с ЛС должен быть по возможности близок к 90°, но не менее 45°;
расстояние от подземных кабелей ЛС до ближайшего заземли- теля опоры ВЛ напряжением до 35 кВ или ее подземной металличе- ской или железобетонной части должно быть не менее:
в населенной местности – 3 м;
в ненаселенной местности – расстояний, приведенных в табли- це 5.3.26.
Таблица 5.3.26 – Наименьшие расстояния от подземных кабелей ЛС
до ближайшего заземлителя опоры ВЛ и ее подземной части
Эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом·м | Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ | ||
до 35 | 110–330 | 750 | |
До 100 | 10 | 10 | 15 |
Более 100 до 500 | 15 | 25 | 25 |
Более 500 до 1000 | 20 | 35 | 40 |
Более 1000 | 30 | 50 | 50 |
Расстояние от подземных кабелей ЛС до подземной части неза- земленной деревянной опоры ВЛ напряжением до 35 кВ должно быть не менее:
в населенной местности – 2 м; в стесненных условиях оно может быть уменьшено до 1 м при условии прокладки кабеля в полиэтилено- вой трубе на длине в обе стороны от опоры не менее 3 м;
в ненаселенной местности: при эквивалентном удельном со- противлении земли до 100 Ом·м – 5 м; от 100 до 500 Ом·м – 10 м;
от 500 до 1000 Ом·м – 15 м; более 1000 Ом·м – 25 м;
в населенной местности в стесненных условиях оно может быть уменьшено до 1 м, при этом кабель должен быть проложен в стальной трубе или покрыт швеллером или угловой сталью по длине в обе сто- роны от опоры не менее 5 м;
расстояние от подземных кабелей ЛС до ближайшего зазем- лителя опоры ВЛ 110 кВ и выше и ее подземной части должно быть не менее значений, приведенных в таблице 5.3.26;
при прокладке подземного кабеля (кабельной вставки) в сталь- ных трубах, или при покрытии его швеллером, уголком, или при про- кладке его в полиэтиленовой трубе, закрытой с обеих сторон от по- падания земли, на длине, равной расстоянию между проводами ВЛ плюс 10 м с каждой стороны от крайних проводов для ВЛ до 330 кВ и 15 м – для ВЛ 750 кВ, допускается уменьшение указанных в таблице
5.3.26 расстояний до 5 м для ВЛ до 330 кВ и до 10 м – для ВЛ 750 кВ.
Металлические покровы кабеля в этом случае следует соединять с трубой или другими металлическими защитными элементами. Это требование не относится к оптическим кабелям и кабелям с внеш- ним изолирующим шлангом, в том числе с металлической оболочкой. Металлические покровы кабельной вставки должны быть заземлены по концам. При уменьшении расстояний между кабелем и опорами ВЛ, указанных в таблице 5.3.26, помимо приведенных мер защиты не- обходимо устройство дополнительной защиты от ударов молнии пу- тем оконтуровки опор тросами в соответствии с требованиями норма- тивной документации по защите кабелей от ударов молнии;
вместо применения швеллера, уголка или стальной трубы допу- скается при строительстве новой ВЛ использовать два стальных троса сечением 70 мм2, прокладываемых симметрично на расстоянии не бо- лее 0,5 м от кабеля по горизонтали и на глубине 0,4 м. Тросы должны быть продлены с обеих сторон под углом 45° к трассе в сторону опоры ВЛ и заземлены на сопротивление не более 30 Ом. Соотношения меж- ду длиной отвода тросов l и сопротивлением заземлителя R должны соответствовать значениям, приведенным в таблице 5.3.27;
Таблица 5.3.27 – Сопротивление заземлителей при защите кабеля ЛС на участке пересечения с ВЛ
Удельное сопротивление земли, Ом·м
До 100
101–500
Более 500
Длина отвода, l, м
20
30
50
Сопротивление заземлителя, R, Ом
30
30
20
Примечание – Защита кабеля от ударов молнии путем оконтуровки опор ВЛ или прокладки защит- ного троса в этом случае также обязательна.
Таблица 5.3.27 (Измененная редакция, Изм. № 1)
в пролете пересечения ВЛ с ЛС крепление проводов ВЛ на опо- рах, ограничивающих пролет пересечения, должно осуществлять- ся с помощью глухих зажимов, не допускающих падения проводов на землю в случае их обрыва в соседних пролетах;
на ЛС при применении для прокладки волоконно-оптического кабеля без элементов металла защита их от ударов молний, опасного электромагнитного влияния ВЛ и от электрифицированных железных дорог не требуется.
При пересечении подземной кабельной вставки в ВЛ до 35 кВ с неизолированными проводами ЛС должны соблюдаться следующие требования:
угол пересечения подземной кабельной вставки ВЛ с ЛС не нор- мируется;
расстояние от подземной кабельной вставки до незаземленной опоры ЛС должно быть не менее 2 м, а до заземленной опоры ЛС и ее заземлителя – не менее 10 м;
расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ВЛ, неуплотненной и уплотненной в несовпадающем и совпадающем спектрах частот в зависимости от мощности высокочастотной аппа- ратуры, до проекции проводов ЛС должно выбираться в соответствии с требованиями 5.3.17.6;
подземные кабельные вставки в ВЛ должны выполняться в соот- ветствии с [8] (глава 2.3) и 5.3.9.8.
При пересечении проводов ВЛ с неизолированными про- водами ЛС необходимо соблюдать следующие требования:
угол пересечения проводов ВЛ с проводами ЛС должен быть по воз- можности близок к 90°. Для стесненных условий угол не нормируется;
место пересечения следует выбирать по возможности ближе к опоре ВЛ. При этом расстояние по горизонтали от ближайшей части опоры ВЛ до проводов ЛС должно быть не менее 7 м, а от опор ЛС до проекции на горизонтальную плоскость ближайшего неотклонен- ного провода ВЛ – не менее 15 м. Расстояние в свету от вершин опор
ЛС до неотклоненных проводов ВЛ должно быть не менее 15 м для ВЛ до 330 кВ;
не допускается расположение опор ЛС под проводами пересе- кающей ВЛ;
опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС, должны быть анкерного типа облегченной конструкции из любого материала – как свободностоящие, так и на оттяжках. Деревянные опоры должны быть усилены дополнительными приставками или подкосами;
пересечения можно выполнять на промежуточных опорах при условии применения на ВЛ проводов с площадью сечения алюми- ниевой части не менее 120 мм2;
провода ВЛ должны быть расположены над проводами ЛС и иметь многопроволочные сечения не менее приведенных в табли- це 5.3.5;
провода ЛС в пролете пересечения не должны иметь соединений;
в пролете пересечения ВЛ с ЛС на промежуточных опорах ВЛ кре- пление проводов на опорах должно осуществляться только с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов с глухими зажимами;
изменение места установки опор ЛС, ограничивающих пролет пересечения с ВЛ, допускается при условии, что отклонение средней длины элемента скрещивания на ЛС не будет превышать значений, указанных в таблице 5.3.28;
Таблица 5.3.28 – Допустимое изменение места установки опор ЛС, ограничивающих пролет пересечения с ВЛ
Длина элемента скрещивания, м
35
40
50
60
70
80
100
125
170
Допустимое отклонение, м
6
6,5
7
8
8,5
9
10
11
13
Таблица 5.3.28 (Измененная редакция, Изм. № 1)
длины пролетов ЛС в месте пересечения с ВЛ не должны пре- вышать значений, указанных в таблице 5.3.29;
опоры ЛС, ограничивающие пролет пересечения или смежные с ним и находящиеся на обочине автомобильной дороги, должны быть защищены от наездов транспортных средств;
провода на опорах ЛС, ограничивающие пролет пересечения с ВЛ, должны иметь двойное крепление: при траверсном профиле – только на верхней траверсе, при крюковом профиле – на двух верхних цепях;
расстояния по вертикали от проводов ВЛ до пересекаемых про- водов ЛС в нормальном режиме ВЛ и при обрыве проводов в смежных пролетах ВЛ должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.30.
Расстояния по вертикали определяются в нормальном режи- ме при наибольшей стреле провеса проводов (без учета их нагрева
электрическим током). В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 при среднегодовой температуре, без гололеда и ветра. Для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка по аварийному режиму не требуется.
При разности высот точек крепления проводов ЛС на опорах, огра- ничивающих пролет пересечения (например, на косогорах) с ВЛ 35 кВ и выше, вертикальные расстояния, определяемые по таблице 5.3.30, подлежат дополнительной проверке на условия отклонения проводов ВЛ при ветровом давлении, определенном согласно 5.3.5.19, направленном перпендикулярно оси ВЛ, и при неотклоненном положении проводов ЛС.
Таблица 5.3.29 – Максимально допустимая длина пролетов ЛС в месте пересечения с ВЛ
Марки проводов, применяемых на ЛС
Диаметр провода, мм
Максимально допустимая длина пролета ЛС, м, для линий типов
О
Н
У
ОУ
Сталеалюминиевые:
6,9
150
85
65
50
АС 25/4,2
АС 16/2,7
5,6
85
65
40
35
АС 10/1,8
4,5
85
50
40
35
Биметаллические
4,0
180
125
100
85
(сталемедные) БСМ-1, БСМ-2
3,0
180
100
85
65
2,0
150
85
65
40
1,6
100
65
40
40
1,2
85
35
–
–
Биметаллические
5,1
180
125
90
85
(сталеалюминиевые) БСА-КПЛ
4,3
180
100
85
65
Стальные
5,0
150
130
70
45
4,0
150
85
50
40
3,0
125
65
40
–
2,5
100
40
30
–
2,0
100
40
30
–
1,5
100
40
–
–
Примечание – О – обычный, Н – нормальный, У – усиленный, ОУ – особо усиленный.
Таблица 5.3.29 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Расстояния между проводами следует принимать для наиболее неблагоприятного случая.
При применении на ВЛ плавки гололеда следует проверять габа- риты проводов ЛС в режиме плавки гололеда. Эти габариты проверя- ются при температуре провода в режиме плавки гололеда и должны быть не меньше, чем при обрыве провода ВЛ в смежном пролете;
на деревянных опорах ВЛ без грозозащитного троса, ограничи- вающих пролет пересечения с ЛС, при расстояниях между проводами пересекающихся линий, менее указанных в перечислении б) табли- цы 5.3.30, на ВЛ должны устанавливаться защитные аппараты в соот- ветствии с требованиями 5.3.16.10. При установке ИП на ВЛ должно быть предусмотрено АПВ;
на деревянных опорах ЛС, ограничивающих пролет пересече- ния, должны устанавливаться молниеотводы в соответствии с требо- ваниями, предъявляемыми в нормативной документации на ЛС.
Совместная подвеска проводов ВЛ и проводов ЛС на общих опорах не допускается. Это требование не распространяет- ся на специальные ОК, которые подвешиваются на конструкциях ВЛ. Эти кабели должны соответствовать требованиям настоящего подраз- дела и правил проектирования, строительства и эксплуатации ВОЛС на ВЛ.
Таблица 5.3.30 – Наименьшие расстояния по вертикали
от проводов ВЛ до проводов ЛС
Расчетный режим ВЛ
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35–110
220
330
Нормальный режим:
а) ВЛ на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств, а также на металлических и железобетонных опорах
б) ВЛ на деревянных опорах при отсутствии грозозащитных устройств
2
4
3
5
4
6
5
–
Обрыв проводов в смежных пролетах
1
1
2
2,5
Таблица 5.3.30 (Измененная редакция, Изм. № 1)
При сближении ВЛ с ЛС расстояния между их проводами и мероприятия по защите от опасного и мешающего влияния опре- деляются в соответствии с правилами защиты устройств проводной связи, железнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи.
При сближении ВЛ с воздушными ЛС наименьшие рас- стояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до опор ЛС должны
быть не менее высоты наиболее высокой опоры ВЛ, а на участках стесненной трассы расстояние от крайних проводов ВЛ при наиболь- шем отклонении их ветром расстояния должны быть не менее значе- ний, указанных в таблице 5.3.31. При этом расстояние в свету от бли- жайшего неотклоненного провода ВЛ до вершин опор ЛС должно быть не менее: 15 м – для ВЛ до 330 кВ; 30 м – для ВЛ 750 кВ.
Таблица 5.3.31 – Наименьшие расстояния между проводами ВЛ
при наибольшем отклонении их ветром и опорами ЛС в условиях стесненной трассы
Напряжение ВЛ, кВ
До 10
35–110
220
330
750
Наименьшее расстояние, м
2
4
6
8
10
Таблица 5.3.31 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Шаг транспозиции ВЛ по условию влияния на ЛС не нормируется.
Опоры ЛС должны быть укреплены дополнительными подпорами или устанавливаться сдвоенными в случае, если при их падении воз- можно соприкосновение между проводами ЛС и проводами ВЛ.
При сближении ВЛ со штыревыми изоляторами на участ- ках, имеющих углы поворота, с воздушными ЛС расстояния между ними должны быть такими, чтобы провод, сорвавшийся с угловой опо- ры ВЛ, не мог оказаться от ближайшего провода ЛС на расстояниях менее приведенных в таблице 5.3.31. При невозможности выполнить это требование провода ВЛ, отходящие с внутренней стороны пово- рота, должны иметь двойное крепление.
При сближении ВЛ с подземными кабелями ЛС наимень- шие расстояния между ними и меры защиты определяются в соот- ветствии с правилами защиты устройств проводной связи, железно- дорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи и рекомендациями по защите опти- ческих кабелей с металлическими элементами от опасного влияния линий электропередачи, электрифицированных железных дорог пере- менного тока и электрических подстанций.
Наименьшие расстояния от заземлителя и подземной части опо- ры ВЛ до подземного кабеля ЛС должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.26.
Расстояния от ВЛ до антенных сооружений передающих радиоцентров должны приниматься по таблице 5.3.32.
Таблица 5.3.32 – Наименьшие расстояния от ВЛ до антенных сооружений передающих радиоцентров
Антенные сооружения
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 110
220–750
Средневолновые и длинноволновые передающие антенны
За пределами высокочастотного заземляющего устройства, но не менее 110
Коротковолновые передающие антенны: в направлении наибольшего излучения
в остальных направлениях
200
50
300
50
Коротковолновые передающие слабонаправ- ленные и ненаправленные антенны
150
200
Таблица 5.3.32 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Наименьшие расстояния сближения ВЛ со створом радиорелейной линии и радиорелейными станциями вне зоны на- правленности антенны должны приниматься по таблице 5.3.33. Воз- можность пересечения ВЛ со створом радиорелейной линии устанав- ливается при проектировании ВЛ.
Таблица 5.3.33 – Наименьшие расстояния от ВЛ до границ приемных радиоцентров, радиорелейных KB- и УКВ-станций, выделенных приемных пунктов радиофикации
и местных радиоузлов
Радиоустройства
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 35
110–220
330–750
Магистральные, областные, районные, связные
500
1000
2000
радиоцентры и радиорелейные станции в направлении излучения основного лепестка диаграммы направлен-
ности антенны
Радиолокационные станции, радиотехнические системы ближней навигации
1000
1000
1000
Автоматические ультракоротковолновые радиопеленга- торы
800
800
800
Коротковолновые радиопеленгаторы
700
700
700
Радиорелейные станции вне направления основного
лепестка диаграммы направленности их антенн и створы
100
200
250
радиорелейных линий
Таблица 5.3.33 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Расстояния от ВЛ до границ приемных радиоцентров и выделенных приемных пунктов радиофикации и местных радиоуз- лов должны приниматься по таблице 5.3.33.
Если соблюдение расстояний, указанных в таблицах
и 5.3.33, затруднительно, то допускается их уменьшение (при условии выполнения мероприятий на ВЛ, обеспечивающих соответ- ствующее уменьшение помех). Для каждого случая в процессе про- ектирования ВЛ должен быть составлен проект мероприятий по со- блюдению норм радиопомех.
Расстояния от ВЛ до телецентров и радиоузлов должны быть не менее: 400 м – для ВЛ до 10 кВ; 700 м – для ВЛ 35–110 кВ; 1000 м – для ВЛ 220–750 кВ.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Пересечение и сближение ВЛ с железными дорогами
Пересечение ВЛ с железными дорогами следует выпол- нять, как правило, воздушными переходами. На железных дорогах с особо интенсивным движением1 и в некоторых технически обосно- ванных случаях (например, при переходе через насыпи, на железно- дорожных станциях или в местах, где устройство воздушных перехо- дов технически затруднено) переходы ВЛ следует выполнять кабелем. Пересечение ВЛ с железными дорогами в горловинах железнодо- рожных станций и в местах сопряжения анкерных участков контактной
сети запрещается.
Угол пересечения ВЛ с электрифицированными2 или подлежащи- ми электрификации3 железными дорогами, а также угол пересечения ВЛ 750 кВ с железными дорогами общего пользования должен быть близок к 90°, но не менее 65°.
При пересечении и сближении с железными дорогами, вдоль ко- торых проходят линии связи и сигнализации, необходимо руковод- ствоваться таблицей 5.3.34 и требованиями 5.3.17, угол пересечения воздушной ЛС и ВЛ должен определяться расчетом опасного и меша- ющего влияний.
1 К особо интенсивному движению поездов относится такое движение, при котором ко- личество пассажирских и грузовых поездов в сумме по графику на двухпутных участках составляет более 100 пар в сутки и на однопутных – 48 пар в сутки.
2 К электрифицированным железным дорогам относятся все электрифицированные до- роги независимо от рода тока и значения напряжения контактной сети.
3 К дорогам, подлежащим электрификации, относятся дороги, которые будут электрифи- цированы в течение 10 лет, считая от года строительства ВЛ, намечаемого проектом.
Таблица 5.3.34 – Наименьшие расстояния при пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами
Пересечение или сближение
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35–100
220
330
750
При пересечении
Для неэлектрифицированных железных дорог:
– от провода до головки рельса в нормальном режиме ВЛ по вертикали:
железных дорог широкой и узкой колеи обще- го пользования
железных дорог широкой колеи необщего пользования
железных дорог узкой колеи необщего пользования
– от провода до головки рельса при обрыве про- вода ВЛ в смежном пролете по вертикали:
железных дорог широкой колеи железных дорог узкой колеи
7,5
7,5
8,5
9
20
7,5
7,5
8,5
9
12
6,5
6,5
7,5
8
12
6
6
6,5
7
–
4,5
4,5
5
5,5
–
Для электрифицированных или подлежащих электрификации железных дорог от проводов ВЛ до наивысшего провода или несущего троса:
Как при пересечении ВЛ между собой в соответствии с таблицей 5.3.24
1
1
2
2,5
–
При сближении или параллельном следовании
Для неэлектрифицированных железных дорог на участках стесненной трассы от отклоненного провода ВЛ до габарита приближения строений по горизонтали
1,5
2,5
2,5
3,5
5,5
Для электрифицированных или подлежащих элек- трификации железных дорог от крайнего провода ВЛ до крайнего провода, подвешенного с полевой стороны опоры контактной сети, по горизонтали
Как при сближении ВЛ между собой в соответствии с таблицей 5.3.25
То же, при отсутствии проводов с полевой сторо- ны опор контактной сети
Как при сближении ВЛ с сооружениями соответствии с таблицей 5.3.34
в нормальном режиме по вертикали
при обрыве провода в соседнем пролете
При пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами расстояния от основания опоры ВЛ до габарита приближения строе-
ний1 на неэлектрифицированных железных дорогах или до оси опор контактной сети электрифицированных или подлежащих электрифика- ции дорог должны быть не менее высоты опоры плюс 3 м. На участках стесненной трассы допускается эти расстояния принимать не менее: 3 м – для ВЛ до 10 кВ; 6 м – для ВЛ 35–110 кВ; 8 м – для ВЛ 220–330 кВ; 20 м – для ВЛ 750 кВ.
Защита пересечений ВЛ с контактной сетью защитными аппара- тами осуществляется в соответствии с требованиями, приведенными в 5.3.16.10.
Расстояния при пересечении и сближении ВЛ с железны- ми дорогами от проводов до различных элементов железной дороги должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.34.
Наименьшие расстояния по вертикали от проводов ВЛ до раз- личных элементов железных дорог, а также до наивысшего провода или несущего троса электрифицированных железных дорог опреде- ляются в нормальном режиме ВЛ при наибольшей стреле провеса провода (при высшей температуре воздуха с учетом дополнительного нагрева провода электрическим током или при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18).
При отсутствии данных об электрических нагрузках ВЛ температу- ра проводов принимается равной длительно допустимой температуре провода, по ГОСТ 839.
В аварийном режиме расстояния проверяются при пересече- нии ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 для условий среднегодовой температуры без гололеда и ве- тра, без учета нагрева проводов электрическим током.
При площади сечения алюминиевой части проводов 185 мм2 и бо- лее проверка в аварийном режиме не требуется. Допускается распо- ложение проводов пересекающей ВЛ над опорами контактной сети при расстоянии по вертикали от проводов ВЛ до верха опор кон- тактной сети не менее: 7 м – для ВЛ напряжением до 110 кВ; 8 м – для ВЛ 220 кВ; 9 м – для ВЛ 330 кВ; 10 м – для ВЛ 750 кВ. В исключи- тельных случаях на участках стесненной трассы допускается подвеска проводов ВЛ и контактной сети на общих опорах.
При пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами, вдоль которых проходят линии связи и сигнализации, необходимо кроме таблицы 5.3.34 руководствоваться требованиями, предъявляемыми к пересечениям и сближениям ВЛ с сооружениями связи.
1 Габаритом приближения строений называется предназначенное для пропуска по- движного состава предельное поперечное перпендикулярное пути очертание, внутрь которого, помимо подвижного состава, не могут заходить никакие части строений, со- оружений и устройств.
При пересечении ВЛ электрифицированных и подлежа- щих электрификации железных дорог общего пользования опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерны- ми нормальной конструкции. На участках с особо интенсивным и интенсивным движением1 поездов эти опоры должны быть металли- ческими.
Допускается в пролете этого пересечения, ограниченного анкерны- ми опорами, установка промежуточной опоры между путями, не пред- назначенными для прохождения регулярных пассажирских поездов, а также промежуточных опор по краям железнодорожного полотна путей любых дорог. Указанные опоры должны быть металлическими или железобетонными. Крепление проводов на них должно осущест- вляться поддерживающими двухцепными гирляндами изоляторов с глухими зажимами.
Применение опор из любого материала с оттяжками и деревян- ных одностоечных опор не допускается. Деревянные промежуточные опоры должны быть П-образными (с Х- или Z-образными связями) или А-образными.
При пересечении железных дорог необщего пользования допуска- ется применение анкерных опор облегченной конструкции и промежу- точных опор. Крепление проводов на промежуточных опорах должно осуществляться поддерживающими двухцепными гирляндами изо- ляторов с глухими зажимами. Опоры всех типов, устанавливаемых на пересечении железных дорог необщего пользования, могут быть свободностоящими или на оттяжках.
На ВЛ с подвесными изоляторами и нерасщепленным про- водом в фазе натяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре. Крепление натяжных гирлянд изоляторов для расщепленного прово- да в фазе должно выполняться в соответствии с 5.3.8.15. Применение штыревых изоляторов в пролетах пересечений ВЛ с железными до- рогами не допускается.
Использование в качестве заземлителей арматуры железобетон- ных опор и железобетонных приставок у опор, ограничивающих про- лет пересечения, не допускается.
При пересечении ВЛ с железной дорогой, имеющей ле- созащитные насаждения, следует руководствоваться требованиями 5.3.14.2.
Минимальные расстояния от ВЛ до мостов железных до- рог с пролетом 20 м и менее принимаются такими же, как до соответ-
1 К интенсивному относится такое движение поездов, при котором количество пассажир- ских и грузовых составов в сумме по графику на двухпутных участках составляет более 50 и до 100 пар в сутки, а на однопутных – более 24 и до 48 пар в сутки.
ствующих железных дорог по таблице 5.3.34, а с пролетом более 20 м устанавливаются при проектировании ВЛ.
Пересечение и сближение ВЛ с автомобильными дорогами
Требования, приведенные в настоящем разделе, рас- пространяются на пересечения и сближения ВЛ с автомобильными дорогами:
общего пользования и подъездными к промышленным предпри- ятиям (категорий I-а, I-б, I-в, II-V по [59]);
внутрихозяйственными в сельскохозяйственных предприятиях (категорий VI-а и VI-б по ТКП 45-3.03-96).
Пересечения и сближения ВЛ с республиканскими дорогами обще- го пользования должны также соответствовать требованиям правил установления и использования придорожных полос республиканских автомобильных дорог общего пользования.
Угол пересечения с автомобильными дорогами не нормируется.
При пересечении автомобильных дорог категорий I-а, I-б и I-в опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа нормальной конструкции.
На ВЛ с подвесными изоляторами и нерасщепленным проводом в фазе с площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более на- тяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре.
Натяжные многоцепные гирлянды изоляторов для расщепленной фазы, состоящие из двух–пяти цепей, следует предусматривать с раз- дельным креплением каждой цепи к опоре.
Допускается в пролете пересечения дорог категорий I-а, I-б и I-в, ограниченном анкерными опорами, установка промежуточных опор за пределами водопропускной канавы у подошвы дорожного полот- на с учетом требований 5.3.19.7. Крепление проводов на этих опорах должно осуществляться поддерживающими двухцепными гирляндами изоляторов с глухими зажимами.
При пересечении автомобильных дорог категорий II–V, VI-а и VI-б опоры, ограничивающие пролет пересечения, могут быть анкерного типа облегченной конструкции или промежуточными.
На промежуточных опорах с поддерживающими гирляндами изоля- торов провода должны быть подвешены в глухих зажимах, на опорах со штыревыми изоляторами должно применяться двойное крепление проводов на ВЛ и усиленное крепление на ВЛП.
При сооружении новых автомобильных дорог всех категорий и про- хождении их под действующими ВЛ 750 кВ переустройство ВЛ не тре- буется, если выдерживаются наименьшие расстояния в соответствии с таблицей 5.3.35.
Расстояния при пересечении и сближении ВЛ с автомо- бильными дорогами должны быть не менее приведенных в табли- це 5.3.35.
Таблица 5.3.35 – Наименьшие расстояния при пересечении и сближении ВЛ с автомобильными дорогами
Пересечение, сближение или параллельное следование
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 1
св. 1 до 10
35–110
220
330
750
Расстояние по вертикали:
а) от провода до покрытия проезжей части дорог всех категорий
б) то же, при обрыве провода в смежном пролете
6
5,5
7
5,5
7
5,5
8
5,5
8,5
6
16
–
Расстояние по горизонтали:
1. При пересечении дорог всех категорий:
а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги
б) в стесненных условиях от основания или любой части опоры до подошвы насыпи или до наружной бровки кювета дорог категорий I-а, I-б, I-в и II
в) то же, до дороги категорий III–V
Высота опоры
5
2
5
2
5
2,5
5
2,5
10
5
15
15
2. При пересечении дороги категорий IV-а и IV-б:
а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги
б) в стесненных условиях от основания или любой части опоры до подошвы насыпи, наружной бровки, выемки или боковой водоотводящей канавы
Высота опоры
1,5
1,5
2,5
2,5
5
15
3. При параллельном следовании с дорогами всех категорий:
а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги
б) от крайнего неотклоненного провода до бровки земляного полотна
в) то же, в стесненных условиях**
Высота опоры плюс 5 м
10
2
10
2
15
4
15
6
20*
8
40*
15
* С учетом предельно допустимых уровней напряженности электрического поля.
** Допускается уменьшать для ВЛИ-0,4 кВ согласно 5.2.11.2, для ВЛП-10 кВ – согласно 5.3.15.5.
Во всех случаях сближения с криволинейными участками автодо- рог, проходящих по насыпям, минимальные расстояния от проводов ВЛ до бровки земляного полотна должны быть не менее расстояний по вертикали, указанных в таблице 5.3.35.
Наименьшие расстояния по вертикали в нормальном режиме ра- боты ВЛ от проводов до проезжей части дорог должны приниматься:
без учета нагрева провода электрическим током при высшей температуре воздуха для ВЛ 330 кВ и ниже, при температуре возду- ха по 5.3.2.10, при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и тем- пературе воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
Расстояния по вертикали от проводов ВЛ с площадью се- чения алюминиевой части менее 185 мм2 в местах пересечения с ав- томобильными дорогами должны быть проверены на обрыв провода в смежном пролете при среднегодовой температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током. Эти расстояния должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.35.
В местах пересечения ВЛ с автомобильными дорогами с обеих сторон ВЛ на дорогах должны устанавливаться дорожные зна- ки в соответствии с требованиями СТБ 1300.
В местах пересечения ВЛ 330 кВ и выше с автомобильными до- рогами с обеих сторон ВЛ на дорогах должны устанавливаться дорож- ные знаки, запрещающие остановку транспорта в охранных зонах этих линий.
Подвеска дорожных знаков на тросах-растяжках в пределах охран- ных зон ВЛ не допускается.
При сближении с ВЛ или пересечении ВЛ зеленых насаж- дений, расположенных вдоль автомобильных дорог, следует руковод- ствоваться 5.3.14.2.
Для предотвращения наездов транспортных средств на опоры ВЛ, расположенные на расстоянии менее 4 м от кромки про- езжей части, должны применяться дорожные ограждения по СТБ 1300. В условиях исторически сложившейся застройки населенных пунктов при установке опор ВЛ на обочинах улиц без бортового камня при невозможности выполнения требований СТБ 1300 (пункты 7.4.1, 7.4.2, 7.4.4, 7.5.1, 7.5.2, 7.5.4), а также в случаях, когда установка ограждений может стать причиной ухудшения условий движения транспорта и пешеходов (сужение проезжей части, тротуаров и обочин, препятствий въезда во дворы и т.п.) допускается дорожные ограждения не устанавливать, при этом опоры ВЛ должны быть
обозначены вертикальной разметкой в соответствии с СТБ 1300 (пункт 9.4.1).
Минимальные расстояния от ВЛ до мостов автомобиль- ных дорог с пролетом 20 м и менее принимаются такими же, как до со- ответствующих автомобильных дорог по таблице 5.3.35, а с пролетом более 20 м устанавливаются при проектировании ВЛ.
Пересечение, сближение или параллельное следование ВЛ с троллейбусными и трамвайными линиями
Угол пересечения ВЛ с троллейбусными и трамвайными линиями следует принимать близким к 90°, но не менее 60°.
При пересечении троллейбусных и трамвайных линий опо- ры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерны- ми нормальной конструкции.
Для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части
120 мм2 и более или со стальными канатами типа ТК сечением 50 мм2 и более допускаются также промежуточные опоры с подвеской проводов в глухих зажимах или с двойным креплением на штыревых изоляторах.
В случае применения анкерных опор на ВЛ с подвесными изоля- торами и нерасщепленным проводом в фазе с площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более натяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре.
При сооружении новых троллейбусных и трамвайных линий и про- хождении их под действующими ВЛ 330 кВ переустройство ВЛ не тре- буется, если выдерживаются наименьшие расстояния в соответствии с таблицей 5.3.36.
Для ВЛП с проводами площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более допускается применение промежуточных опор с уси- ленным креплением покрытых защитной оболочкой проводов.
Наименьшие расстояния от проводов ВЛ при пересечении, сближении или параллельном следовании с троллейбусными и трам- вайными линиями в нормальном режиме работы ВЛ должны прини- маться не менее приведенных в таблице 5.3.36:
при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током;
при расчетной линейной гололедной нагрузке – по 5.3.5.18 и тем- пературе воздуха при гололеде – по 5.3.5.14.
Расстояния по вертикали от проводов ВЛ площадью сечения алю- миниевой части менее 185 мм2 в местах пересечения с проводами
или несущими тросами троллейбусной или трамвайной линии должны быть проверены в аварийном режиме на обрыв провода ВЛ в смежном пролете при среднегодовой температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током. При этом расстояния должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.36.
При сближении ВЛ 110 кВ и выше с троллейбусными и трамвай- ными линиями расстояния между их проводами и мероприятия по за- щите от влияния должны быть определены в соответствии с нормами и правилами на трамвайные и троллейбусные линии.
Защита пересечений ВЛ с контактной сетью осуществля- ется защитными аппаратами в соответствии с требованиями, приве- денными в 5.3.16.10.
Таблица 5.3.36 – Наименьшие расстояния от проводов ВЛ
при пересечении, сближении или параллельном следовании с троллейбусными и трамвайными линиями
Пересечение, сближение или параллельное следование | Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ | |||
до 10 | 35–110 | 220 | 330 | |
Расстояние по вертикали от проводов ВЛ: а) при пересечении с троллейбусной линией в нор- мальном режиме ВЛ:
б) при пересечении с трамвайной линией в нормаль- ном режиме ВЛ: в) при обрыве провода ВЛ в смежном пролете до проводов или несущих тросов троллейбусной или трамвайной линии | 11 3 9,5 3 1 | 11 3 9,5 3 1 | 12 4 10,5 4 2 | 13 5 11,5 5 2,5 |
Расстояние по горизонтали при сближении или парал- лельном следовании: а) от крайних неотклоненных проводов ВЛ до опор троллейбусной и трамвайной контактных сетей б) от крайних проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до опор троллейбусной и трамвайной контактных сетей на участках стесненной трассы в) от крайних неотклоненных проводов ВЛ до остановочных пунктов трамваев и троллейбусов, разворотных колец с путями рабочими, отстоя, обгона и ремонта | Не менее высоты опоры | |||
3 10 | 4 20 | 6 25 | 8 30 | |
Допускается размещение проводов пересекающей ВЛ над опо- рами контактной сети при расстояниях по вертикали от проводов ВЛ до верха опор контактной сети не менее: 7 м – для ВЛ напряжением до 110 кВ; 8 м – для ВЛ 220 кВ; 9 м – для ВЛ 330 кВ.
Пересечение ВЛ с водными пространствами
Угол пересечения ВЛ с водными пространствами (реками, каналами, озерами, водохранилищами и др.) не нормируется.
Следует избегать по возможности пересечения ВЛ мест длитель- ной стоянки судов (затонов, портов и других отстойных пунктов).
Прохождение ВЛ над шлюзами не допускается.
При пересечении судоходных участков рек, каналов, озер и водохранилищ независимо от длины пролета пересечения, а также несудоходных участков водных пространств с пролетом пересечения более 700 м (большие переходы) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными концевыми.
Для ВЛ со сталеалюминиевыми проводами и проводами из тер- мообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником с площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов 120 мм2 и более или стальными канатами типа ТК площадью сечения 50 мм2 и более допускается применение промежуточных опор и ан- керных опор облегченного типа; при этом количество промежуточных опор между концевыми опорами должно соответствовать требовани- ям 5.3.11.4.
При применении в пролете пересечения промежуточных опор про- вода и тросы должны крепиться к ним глухими или специальными за- жимами (например, многороликовыми подвесами).
На пересечениях ВЛ с судоходными водными пространствами, вы- полненных на промежуточных опорах с креплением проводов в глухих зажимах, расстояния по вертикали от проводов ВЛ площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 до судов должны быть проверены на обрыв провода в соседнем пролете при среднегодовой температу- ре воздуха без ветра и гололеда без учета нагрева проводов электри- ческим током. При площади сечения алюминиевой части 185 мм2 и бо- лее проверка в аварийном режиме не требуется.
Расстояние от нижней точки провеса проводов ВЛ в нор- мальном и аварийном режимах до уровня высоких (паводковых) вод на судоходных участках рек, каналов, озер и водохранилищ определя- ется как сумма максимального габарита судов и наименьшего рассто- яния от проводов ВЛ до габарита судов по таблице 5.3.37.
Стрела провеса провода при этом определяется при высшей тем- пературе воздуха без учета нагрева проводов электрическим током.
Уровень высоких (паводковых) вод принимается с вероятно- стью превышения (обеспеченностью) 0,01 (повторяемость один раз в 100 лет) для ВЛ 750 кВ и 0,02 (повторяемость один раз в 50 лет) – для ВЛ 330 кВ и ниже.
Таблица 5.3.37 – Наименьшие расстояния при пересечении ВЛ с водными пространствами
Расстояние
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 110
220
330
750
Для судоходных участков рек, каналов, озер и водохрани-
2
3,0
3,5
5,5
лищ от проводов по вертикали:
– до максимального габарита судов или сплава в нор-
мальном режиме ВЛ
– то же, при обрыве провода в соседнем пролете
0,5
1,0
1,5
–
– до верхних рабочих площадок обслуживания судов
–
–
11,0
23,0
(крыша рубки и т.д.) в затонах, портах и других отстой-
ных пунктах
– до уровня льда
6,0
7,0
7,5
12,0
Для несудоходных участков рек, каналов, озер и водо-
5,5
6,5
7,0
10,0
хранилищ от проводов по вертикали:
– до уровня высоких вод*
– до уровня льда
6,0
7,0
7,5
12,0
* Наименьшее расстояние обеспечивает пропуск плавающих средств высотой до 3,5 м.
Расстояния от нижней точки провеса провода ВЛ до уровня льда должны быть не менее указанных в таблице 5.3.37. Стрела провеса провода при этом определяется при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и температуре воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
При пересечении ВЛ 330 кВ и выше мест длительной стоянки судов (затонов, портов и других отстойных пунктов) должно быть обеспечено наименьшее расстояние до верхних рабочих площадок обслуживания судов согласно таблице 5.3.37. Стрела провеса провода при этом определяется при температуре воздуха по 5.3.2.10 без учета нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромаг- нитного поля.
Расстояния от нижней точки провеса проводов ВЛ в нор- мальном режиме до уровня высоких (паводковых) вод на несудоход- ных участках рек, канатов, озер и водохранилищ должны быть не ме- нее приведенных в таблице 5.3.37. Стрела провеса провода при этом
определяется при температуре воздуха 15 °С без учета нагрева про- водов электрическим током.
Расстояния от нижней точки провеса проводов ВЛ до уровня льда должны быть не менее указанных в таблице 5.3.37. Стрела провеса провода при этом определяется при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и температуре воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
Места пересечения ВЛ с судоходными и сплавными река- ми, озерами, водохранилищами и каналами должны быть обозначены на берегах сигнальными знаками в соответствии с правилами плава- ния по внутренним водным путям.
Знаки «Соблюдай надводный габарит» устанавливаются по одному на каждом берегу на расстоянии 100 м выше или ниже (по течению) оси воздушного перехода. При ширине реки до 100 м щиты знаков устанав- ливаются непосредственно на опоре ВЛ на высоте не менее 5 м.
Предупреждающие навигационные знаки устанавливают владель- цы ВЛ. Размеры знака, цвет и режим горения огней должны соответ- ствовать в своей части государственным стандартам.
В местах пересечения и сближения ВЛ с водными про- странствами, в том числе пожарными и частными водоемами, обвод- ными и мелиоративными каналами, заливами, гаванями и т.п., а также в местах возможного затопления паводковыми водами, непосред- ственно у береговой линии с учетом возможного сезонного подъема уровня воды (разлива), на стойках или на опорах на высоте 2–2,5 м (см. 5.3.3.4) должны быть установлены плакаты (знаки) «Ловить рыбу
опасно для жизни! Охранная зона
м» с указанием охранной зоны
ВЛ в зависимости от класса напряжения.
Прохождение ВЛ по мостам
Прокладка ВЛ 1 кВ и выше на всех мостах, как правило, не допускается.
При обоснованной необходимости допускается прохождение ВЛ по мостам, выполненным из негорючих материалов, при этом опоры или поддерживающие устройства, ограничивающие пролеты с бере- га на мост и через разводную часть моста, должны быть анкерными нормальной конструкции, все прочие поддерживающие устройства на мостах могут быть промежуточного типа, на этих устройствах с под- держивающими гирляндами изоляторов провода должны быть под- вешены в глухих зажимах. Применение штыревых изоляторов не до- пускается, кроме ВЛП, где допускается их применение с креплением проводов спиральными пружинными вязками.
На металлических железнодорожных мостах с ездой по низу, снабженных на всем протяжении верхними связями, прово- да допускается располагать непосредственно над пролетным строе- нием моста выше связей или за его пределами; располагать прово- да в пределах габарита приближения строений, а также в пределах ширины, занятой элементами контактной сети электрифицирован- ных железных дорог, не допускается. Расстояния от проводов ВЛ до всех линий МПС, проложенных по конструкции моста, принимаются по 5.3.18.3 как для стесненных участков трассы.
На городских и шоссейных мостах провода допускается распола- гать как за пределами пролетного строения, так и в пределах ширины пешеходной и проезжей частей моста.
На охраняемых мостах допускается располагать провода ВЛ ниже отметки пешеходной части.
Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до различных частей моста должны приниматься в соответствии с требованиями организаций, в ведении которых находится данный мост. При этом определение наибольшей стрелы провеса проводов производится пу- тем сопоставления стрел провеса при высшей температуре воздуха и при гололеде.
Прохождение ВЛ по плотинам и дамбам
При прохождении ВЛ по плотинам, дамбам и т.п. любые расстояния от неотклоненных и отклоненных проводов до различных частей плотин или дамб в нормальном режиме ВЛ должны быть не ме- нее приведенных в таблице 5.3.38.
Таблица 5.3.38 – Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до различных частей плотин и дамб
Части плотин и дамб
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 110
220
330
750
Гребень и бровка откоса
6
7
7,5
12
Наклонная поверхность откоса
5
6
6,5
9
Поверхность переливающейся через плотину воды
4
5
5,5
7
Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ долж- ны приниматься не менее приведенных в таблице 5.3.38:
при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током для ВЛ 330 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 5.3.2.10 без учета нагрева проводов электрическим током при предельно допустимых значениях интенсив-
ности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ;
– при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и тем- пературе воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
При прохождении ВЛ по плотинам и дамбам, по которым проложены пути сообщения, она должна удовлетворять также требо- ваниям, предъявляемым к ВЛ при пересечении и сближении с соот- ветствующими объектами путей сообщения.
При этом расстояния по горизонтали от любой части опоры до пу- тей сообщения должны приниматься как для ВЛ на участках стеснен- ной трассы. Расстояния до пешеходных дорожек и тротуаров не нор- мируются.
Располагать провода в пределах габарита приближения строений, а также в пределах ширины, занятой элементами контактной сети электрифицированных железных дорог, не допускается.
Допускается располагать провода в пределах полотна автомо- бильной дороги, пешеходных дорожек и тротуаров.
Сближение ВЛ со взрыво- и пожароопасными установками
Сближение ВЛ со зданиями, сооружениями и наружными технологическими установками, связанными с добычей, транспорти- ровкой, производством, изготовлением, использованием или хранени- ем взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных веществ, а также со взрыво- и пожароопасными зонами должно выполняться в соответствии с ТНПА.
Если нормы сближения не предусмотрены нормативными доку- ментами, то расстояния от оси трассы ВЛ до указанных зданий, соору- жений, наружных установок и зон должны составлять не менее полу- торакратной высоты опоры.
Пересечение и сближение ВЛ с надземными
и наземными трубопроводами, сооружениями транспорта нефти и газа и канатными дорогами
Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными газо- проводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопро- водами сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводами1, а так-
1 Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются «трубопроводы для транспорта горючих жидкостей и газов».
же с пассажирскими канатными дорогами рекомендуется принимать близким к 90°.
Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными трубопроводами для транспорта негорючих жидкостей и газов, а также с промышлен- ными канатными дорогами не нормируется.
Пересечение ВЛ 110 кВ и выше с надземными и наземны- ми магистральными и промысловыми трубопроводами1 для транспор- та горючих жидкостей и газов, как правило, не допускается.
Допускается пересечение этих ВЛ с действующими однониточны- ми наземными магистральными трубопроводами для транспорта го- рючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими кори- дорами этих трубопроводов при прокладке трубопроводов в насыпи.
В пролетах пересечения с ВЛ надземные и наземные трубопрово- ды для транспорта горючих жидкостей и газов, кроме проложенных в насыпи, следует защищать ограждениями, исключающими попада- ние как проводов на трубопровод при их обрыве, так и необорванных проводов при падении опор, ограничивающих пролет пересечения.
Ограждения должны быть рассчитаны на нагрузки от воздействия проводов при их обрыве или при падении опор ВЛ, ограничивающих про- лет пересечения, и на термическую стойкость при протекании токов КЗ.
Ограждение должно выступать по обе стороны пересечения на расстояние, равное высоте опоры.
Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с над- земными и наземными трубопроводами, а также с канатными доро- гами, должны быть анкерными нормальной конструкции. Для ВЛ со сталеалюминиевыми проводами площадью сечения по алюминию
120 мм2 и более или со стальными канатами площадью сечения 50 мм2 и более кроме пересечений с пассажирскими канатными доро- гами допускаются анкерные опоры облегченной конструкции или про- межуточные опоры. Поддерживающие зажимы на промежуточных опорах должны быть глухими.
При сооружении новых трубопроводов и канатных дорог под дей- ствующими ВЛ 330 кВ и выше переустройство ВЛ не требуется, если выдерживается наименьшее расстояние в соответствии с табли- цей 5.3.39.
В пролетах пересечения ВЛ с трубопроводами для транспорта горю- чих жидкостей и газов провода и тросы не должны иметь соединений.
Провода ВЛ должны располагаться над надземными тру- бопроводами и канатными дорогами. В исключительных случаях допу- скается прохождение ВЛ до 220 кВ под канатными дорогами, которые
1 Магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются «магистраль- ные трубопроводы».
должны иметь мостики или сетки для ограждения проводов ВЛ. Кре- пление мостиков и сеток на опорах ВЛ не допускается.
Расстояния по вертикали от ВЛ до мостиков, сеток и ограждений (см. 5.3.25.2) должны быть такими же, как до надземных и наземных трубопроводов и канатных дорог (см. таблицу 5.3.39).
В пролетах пересечения с ВЛ металлические трубопрово- ды, кроме проложенных в насыпи, канатные дороги, а также ограж- дения, мостики и сетки должны быть заземлены. Сопротивление, обеспечиваемое применением искусственных заземлителей, должно быть не более 10 Ом.
Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании ВЛ с надземными и наземными трубопроводами и канат- ными дорогами должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.391.
Таблица 5.3.39 – Наименьшеее расстояние от проводов ВЛ до наземных, надземных трубопроводов, канатных дорог
Пересечение, сближение
и параллельное следование
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
Св. 1
до 20
35
110
220
330
750
Расстояние по вертикали (в свету) при пересечении:
3*
2*
4
2*
4
2*
5
3
6
4
12
–
Расстояние при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части:
– компрессорных (КС), газораспределительных стан-ций (ГРС) и газораспределительных пунктов (ГРП):
на газопроводах с давлением свыше 1,2 МПа
Согласно ТР ЕАЭС 049/2020 (таблица 9)
Трехкратная высота опоры, но не менее 50 м
Не менее высоты опоры**
Согласно ТР ЕАЭС 049/2020 (таблица 30)
от неотклоненных проводов ВЛ до любой части трубопроводов (насыпи), защитных устройств, трубо- провода или канатной дороги в нормальном режиме
то же, при обрыве провода в смежном пролете
магистрального трубопровода, в том числе и в стесненных условиях
аммиакопровода
немагистральных нефтепровода и нефтепродукто- провода, газопровода с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, водопровода, канализации (напор- ной и самотечной), водостока, тепловой сети
помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок:
1 Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных установок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами.
Окончание таблицы 5.3.39
Пересечение, сближение
и параллельное следование
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
Св. 1
до 20
35
110
220
330
750
на газопроводах с давлением газа 1,2 МПа и менее
– нефтеперекачивающих станций (НПС)
Не менее высоты опоры плюс 3 м
Согласно ТР ЕАЭС 049/2020 (таблица 30)
Расстояние при пересечении от основания опоры ВЛ до любой части***:
Не менее высоты опоры
3
4
4
5
6
15
* При прокладке трубопровода в насыпи расстояние до насыпи увеличивается на 1 м.
** Если высота надземного сооружения превышает высоту опоры ВЛ, расстояние между этим со- оружением и ВЛ следует принимать не менее высоты сооружения.
*** При пересечении от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры ВЛ до любой части магистрального трубопровода минимальное расстояние принимается согласно ТР ЕАЭС 049/2020 (таблица 9).
Примечание − Приведенные в настоящей таблице расстояния принимаются до границы насыпи или защитного устройства.
трубопровода, защитных устройств трубопровода или канатной дороги
то же, на участках трассы в стесненных условиях
Таблица 5.3.39 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ долж- ны приниматься не менее приведенных в таблице 5.3.39:
при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током расстояния должны приниматься как для ВЛ 330 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 5.3.2.10 без учета нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсив- ности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля – для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и тем- пературе воздуха при гололеде – согласно 5.3.5.14.
В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 при средне- годовой температуре, без гололеда и ветра; для ВЛ с проводами пло- щадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка при об- рыве провода не требуется.
Трасса ВЛ напряжением 110 кВ и выше при параллельном сле- довании с техническими коридорами надземных и наземных маги-
стральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна прохо- дить, как правило, на местности с отметками рельефа выше отметок технических коридоров магистральных нефтепроводов и нефтепро- дуктопроводов. При параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами надземных и наземных магистральных газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и аммиако- проводов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м.
Расстояние от крайних неотклоненных проводов ВЛ до про- дувочных свечей, устанавливаемых на магистральных газопроводах, следует принимать не менее 300 м; до вытяжных свечей – не менее 50 м (см. таблицу 5.3.39).
На участках стесненной трассы ВЛ это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных ВЛ, расположенных как на общих, так и на раздельных опорах.
На участках пересечения ВЛ с вновь сооружаемыми над- земными и наземными магистральными трубопроводами последние на расстоянии по 50 м в обе стороны от проекции крайнего неоткло- ненного провода должны иметь для ВЛ до 10 кВ категорию, отвеча- ющую требованиям строительных норм и правил, а для ВЛ 35 кВ и выше – на одну категорию выше.
Пересечение и сближение ВЛ с подземными трубопроводами
Угол пересечения ВЛ 35 кВ и ниже с подземными маги- стральными и промысловыми газопроводами, нефтепроводами, не- фтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами1 не нормируется.
Угол пересечения ВЛ 110 КВ и выше с вновь сооружаемыми под- земными магистральными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов должен быть не менее 60°.
Угол пересечения ВЛ с подземными газопроводами с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, немагистральными нефтепровода- ми, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводо- родных газов и аммиакопроводами, а также с подземными трубопро- водами для транспорта негорючих жидкостей и газов не нормируется.
1 Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы снижения угле- водородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов; магистральные и промысловые трубопро- воды – магистральными трубопроводами.
Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании ВЛ с подземными трубопроводами должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.401.
В исключительных случаях в процессе проектирования допуска- ется уменьшение до 50 % расстояний (например, при прохождении ВЛ по территориям электростанций, промышленных предприятий, по улицам городов и т.п.), приведенных в перечислении 3) таблицы
для газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее.
При этом следует предусматривать защиту фундаментов опор ВЛ от возможного их подмыва при повреждении указанных трубопрово- дов, а также защиту, предотвращающую вынос опасных потенциалов на металлические трубопроводы.
Расстояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на газопроводах с давлени- ем газа свыше 1,2 МПа (магистральных газопроводах), и до помеще- ний со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок КС, ГРС и НПС следует принимать как для надземных и наземных тру- бопроводов по 5.3.25.7 и по таблице 5.3.39 соответственно.
Вновь сооружаемые подземные магистральные трубо- проводы на участках сближения и параллельного следования с ВЛ при прокладке их на расстояниях менее приведенных в перечисле- нии 1) таблицы 5.3.40 должны иметь категорию:
для газопроводов и ВЛ 750 кВ – не менее II; для газопроводов и ВЛ 330 кВ и ниже – не менее III; для нефтепроводов и ВЛ выше 1 кВ – не менее III.
Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы при пересечении с ВЛ в пределах охранной зоны ВЛ должны соответ- ствовать строительным нормам и правилам.
Таблица 5.3.40 – Наименьшие расстояния от ВЛ до подземных сетей
Пересечение, сближение или параллельное следование
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35
110
220
330
750
Расстояние по горизонтали:
1) при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой
части магистральных нефтепроводов, нефтепро- дуктопроводов, аммиакопроводов, газопроводов
с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральные газопроводы)
10
15
20
25
30
40
1 Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных установок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами.
Окончание таблицы 5.3.40
Пересечение, сближение или параллельное следование
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35
110
220
330
750
2) при сближении и параллельном следовании в стесненных условиях и при пересечении от
заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры до любой части трубопроводов, указанных в перечислении 1)
5
5
10
10
15
25
3) при пересечении, сближении и параллельном
5
5
10
10
10
25
следовании от заземлителя или подземной части
(фундаментов) опоры:
до немагистральных нефтепроводов, нефтепродук-
топроводов, трубопроводов сжиженных углеводо- родных газов и аммиакопроводов и до газопроводов
с давлением газа 1,2 МПа и менее
до водопровода, канализации (напорной и самотеч- ной), водостоков, дренажей тепловых сетей
2
2
3
3
3
10
Сближение ВЛ с аэродромами и вертодромами
Размещение ВЛ в районах аэродромов, вертодромов и воздушных трасс проводится в соответствии с требованиями строи- тельных норм и правил на аэродромы и планировку и застройку город- ских и сельских поселений.
В соответствии с [60] в целях обеспечения безопасности полетов воздушных судов опоры ВЛ, расположенные на приаэродром- ной территории и на местности в пределах воздушных трасс и нару- шающие или ухудшающие условия безопасности полетов, а также опоры высотой 100 м и более независимо от места их расположения должны иметь дневную маркировку (окраску) и светоограждение.
Маркировку и светоограждение опор ВЛ должны выполнять пред- приятия и организации, которые их строят и эксплуатируют.
Необходимость и характер маркировки и светоограждения про- ектируемых опор ВЛ определяются в каждом конкретном случае со- ответствующими органами гражданской авиации при согласовании строительства.
Выполнение дневной маркировки и светоограждения опор ВЛ про- водится в соответствии с [60]. При этом следует соблюдать следую- щие условия:
дневная маркировка должна иметь два маркировочных цвета: красный (оранжевый) и белый. Опоры высотой до 100 м маркируют от верхней точки на 1/3 высоты горизонтальными чередующимися
по цвету полосами шириной 0,5–6 м. Число полос должно быть не ме- нее трех, причем крайние полосы окрашивают в красный (оранжевый) цвет. На приаэродромной территории международных аэропортов и воздушных трассах международного значения опоры маркируются горизонтальными чередующимися по цвету полосами той же ширины сверху до основания.
Опоры высотой более 100 м маркируются от верха до основания чередующимися по цвету полосами шириной, определяемой авиаци- онными правилами [60], но не более 30 м;
для светоограждения опор должны быть использованы загради- тельные огни, которые устанавливаются на самой верхней части (точ- ке) и ниже через каждые 45 м. Расстояния между промежуточными ярусами, как правило, должны быть одинаковыми. Опоры, располо- женные внутри застроенных районов, светоограждаются сверху вниз до высоты 45 м над средним уровнем высоты застройки;
в верхних точках опор устанавливается по два огня (основной и резервный), работающих одновременно или по одному при наличии устройства для автоматического включения резервного огня при вы- ходе из строя основного. Автомат включения резервного огня должен работать так, чтобы в случае выхода его из строя остались включен- ными оба заградительных огня;
заградительные огни должны быть установлены так, чтобы их можно было наблюдать со всех направлений в пределах от зенита до 5° ниже горизонта;
заградительные огни должны быть постоянного излучения крас- ного цвета с силой света во всех направлениях не менее 10 кд.
Для светоограждения опор, расположенных вне зон аэродромов и не имеющих вокруг себя посторонних огней, могут быть применены огни белого цвета, работающие в проблесковом режиме. Сила загра- дительного огня должна быть не менее 10 кд, а частота проблесков – не менее 60 проблесков в минуту.
При установке на опоре нескольких проблесковых огней должна быть обеспечена одновременность проблесков;
средства светового ограждения аэродромных препятствий по условиям электроснабжения относятся к потребителям I категории, и их электроснабжение должно осуществляться по отдельным лини- ям, подключенным к ПС.
Линии должны быть обеспечены аварийным (резервным) питанием. Рекомендуется предусмотреть АВР;
включение и отключение светового ограждения препятствий в рай- оне аэродрома производится владельцами ВЛ и диспетчерским пунктом аэродрома по заданному режиму работы. На случай отказа автоматиче-
ских устройств для включения заградительных огней следует предусма- тривать возможность включения заградительных огней вручную;
для обеспечения удобного и безопасного обслуживания должны предусматриваться площадки у мест размещения сигнальных огней и оборудования, а также лестницы для доступа к этим площадкам.
Для этих целей следует использовать площадки и лестницы, пред- усматриваемые на опорах ВЛ.
6 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ
6.1 Распределительные устройства напряжением до 1 кВ переменного тока и до 1,5 кВ постоянного тока
6.1.1 Область применения
6.1.1.1 Подраздел 6.1 распространяется на РУ и низковольтные комплектные устройства до 1 кВ переменного тока и до 1,5 кВ посто- янного тока, устанавливаемые в помещениях и на открытом воздухе и выполняемые в виде щитов распределительных, управления, ре- лейных, пультов, шкафов, шинных выводов, сборок.
Дополнительные требования к РУ специального назначения при- ведены в [8] (раздел 7).
6.1.1.1 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Общие требования
Выбор проводов, шин, аппаратов, приборов и конструк- ций должен проводиться как по нормальным условиям работы (со- ответствие рабочему напряжению и току, классу точности и т.п.), так и по условиям работы при КЗ (термические и динамические воздей- ствия, коммутационная способность).
Панели РУ должны иметь четкие надписи, указывающие по- рядковый номер, название присоединения, к которому относится па- нель (ячейка), а установленная на панелях аппаратура должна иметь надписи или маркировку согласно схемам. Надписи должны выпол- няться на лицевой стороне устройства, а при обслуживании с двух сторон – также на задней стороне устройства.
На лицевой стороне НКУ должны быть знак безопасности в соот- ветствии с ТКП 290 и надписи (маркировка) с указанием наименова- ния НКУ, номера, соответствующего диспетчерскому наименованию, схеме. С внутренней стороны (например, на дверцах) должны быть принципиальная однолинейная электрическая схема. У аппаратов за-
щиты и коммутации в соответствии с однолинейной принципиальной электрической схемой должны быть нанесены надписи с указанием значения тока плавкой вставки на предохранителях или номинального тока автоматических выключателей и наименования электроприемни- ков, соответственно через них получающих питание.
В щитках освещения допускается не размещать принципиальную однолинейную электрическую схему, если она очевидна по физиче- скому размещению установленного оборудования. В этом случае все аппараты защиты и коммутации в щитке освещения должны быть про- нумерованы, а с внутренней стороны щитка должна быть представ- лена таблица с указанием номеров этих аппаратов и наименований электроприемников (светильников), соответственно через них полу- чающих питание.
Распределительные устройства и НКУ должны комплек- товаться паспортной табличкой, выполненной в соответствии с ГОСТ IEC 61439-1.
Относящиеся к цепям различного рода тока и различных напряжений части РУ должны быть выполнены и размещены так, что- бы была обеспечена возможность их четкого распознавания.
Взаимное расположение фаз и полюсов в пределах всего устройства должно быть одинаковым. Шины должны иметь окраску, предусмотренную в 4.1.14. В РУ должна быть обеспечена возмож- ность установки переносных защитных заземлений.
Все металлические части РУ и НКУ должны иметь антикор- розийное покрытие.
Заземление и защитные меры безопасности должны быть выполнены в соответствии с 4.3.
РУ и НКУ должны быть испытаны сертифицированной ла- бораторией на термическую и динамическую прочность. Каждый тип ячейки и коммутационный аппарат должны иметь соответствующие подтверждающие документы.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Установка приборов и аппаратов
Аппараты и приборы следует располагать так, чтобы возни- кающие в них при эксплуатации искры или электрические дуги не могли причинить вреда обслуживающему персоналу, воспламенить или по- вредить окружающие предметы, вызвать КЗ или замыкание на землю.
Аппараты рубящего типа должны устанавливаться так, что- бы они не могли замкнуть цепь самопроизвольно, под действием силы
тяжести. Их подвижные токоведущие части в отключенном положе- нии, как правило, не должны быть под напряжением.
Рубильники с непосредственным ручным управлением (без привода), предназначенные для включения и отключения тока нагруз- ки и имеющие контакты, обращенные к оператору, должны быть защи- щены несгораемыми оболочками без отверстий и щелей. Указанные рубильники, предназначенные лишь для снятия напряжения, допуска- ется устанавливать открыто при условии, что они будут недоступны для неквалифицированного персонала.
На приводах коммутационных аппаратов должны быть чет- ко указаны положения «включено», «отключено».
Должна быть предусмотрена возможность снятия напря- жения с каждого автоматического выключателя на время его ремонта или демонтажа. Для этой цели в необходимых местах должны быть установлены рубильники или другие отключающие аппараты. Отклю- чающий аппарат перед выключателем каждой отходящей от РУ линии не требуется предусматривать в электроустановках:
с выдвижными выключателями;
со стационарными выключателями, в которых во время ремонта или демонтажа данного выключателя допустимо снятие напряжения общим аппаратом с группы выключателей или со всего РУ.
Автоматические выключатели и предохранители пробочно- го типа должны присоединяться к сети так, чтобы при вывинченной пробке предохранителя (автоматического выключателя) винтовая гильза предохранителя (автоматического выключателя) оставалась без напряжения. При одностороннем питании присоединение питаю- щего проводника (кабеля или провода) к аппарату защиты должно вы- полняться, как правило, к неподвижным контактам.
Уровни установки аппаратов, органов управления аппара- тов ручного оперативного управления и измерительных приборов, должны соответствовать требованиям ГОСТ IEC 61439-1, если согла- шением между изготовителем НКУ и потребителем не установлены иные требования. Как правило, приборы и аппараты на РУ и НКУ сле- дует устанавливать на высоте от 800 до 1800 мм от уровня пола:
аппараты ручного оперативного управления (переключатели, кнопки, рукоятки) – на высоте 800–1600 мм от уровня пола;
измерительные приборы – на высоте от 1000–1800 мм от уровня пола;
до рукояток реечных выключателей расстояние от пола должно составлять от 1200–1600 мм.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
На выводах отходящих коммутационных аппаратов должны быть предусмотрены места установки переносных заземлений 0,4 кВ (ПЗ-0,4 кВ).
Устройства управления должны быть спроектированы и размещены таким образом, чтобы они были доступны и приводи- лись в действие без непреднамеренного контакта с опасными токове- дущими частями по ГОСТ EN 50274.
Привод коммутационного аппарата должен быть, как правило, вы- несен на дверь или панель ячейки.
6.1.3.8, 6.1.3.9 (Введены дополнительно, Изм. № 1)
Шины, провода, кабели
Открытые токоведущие части, как правило, должны иметь изоляционное покрытие. Между неподвижно укрепленными токоведу- щими частями разной полярности, а также между ними и открытыми проводящими частями должны быть обеспечены расстояния не менее 20 мм по поверхности изоляции и не менее 12 мм по воздуху. От неизо- лированных токоведущих частей до ограждений должны быть обеспе- чены расстояния не менее 100 мм при сетчатых и 40 мм – при сплош- ных съемных ограждениях.
В пределах панелей, щитов и шкафов, установленных в сухих помещениях, изолированные провода с изоляцией, рассчи- танной на напряжение не ниже 660 В, могут прокладываться по ме- таллическим, защищенным от коррозии поверхностям вплотную один к другому. В этих случаях для силовых цепей должны применяться снижающие коэффициенты на токовые нагрузки, приведенные в [8] (глава 1.3).
Защитные (РЕ) проводники и шины могут быть проложены без изоляции. Нулевые рабочие (N) проводники, шины и совмещен- ные (PEN) проводники прокладываются с изоляцией.
Электропроводки цепей управления, измерения и дру- гие должны соответствовать требованиям [8] (глава 3.4). Прокладка кабелей – по [8] (глава 2.3). Проходы проводов и кабелей как снизу, так и сверху, внутри панелей, шкафов и т.п. должны осуществляться через уплотняющие устройства, предотвращающие попадание внутрь пыли, влаги, посторонних предметов и т.п.
6.1.4.4 (Измененная редакция, Изм. № 1)
Конструкции распределительных устройств
Конструкции РУ, НКУ и устанавливаемая в них аппаратура должны соответствовать требованиям действующих стандартов.
Распределительные устройства и НКУ должны быть вы- полнены так, чтобы вибрации, возникающие при действии аппаратов, а также от сотрясений, вызванных внешними воздействиями, не на- рушали контактных соединений и не вызывали разрегулировки аппа- ратов и приборов.
Поверхности гигроскопичных изоляционных плит, на кото- рых непосредственно монтируются неизолированные токоведущие части, должны быть защищены от проникновения в них влаги (про- питкой, окраской и т.п.).
В устройствах, устанавливаемых в сырых (3.80) и особо сырых (3.75) помещениях, и в открытых установках применение гигроскопи- ческих изоляционных материалов (например, мрамора, асбестоце- мента) не допускается.
Конструкции РУ и НКУ должны предусматривать ввод ка- белей без нарушения степени защиты оболочки, места для проклад- ки разделки внешних присоединений, а также наименьшую в данной конструкции длину разделки кабелей. Должен быть обеспечен доступ ко всем обслуживаемым аппаратам, приборам, устройствам и их за- жимам. РУ должно иметь устройства для подключения нулевых рабо- чих (N), заземляющих (РЕ) и совмещенных (PEN) проводников внеш- них кабелей и проводов. В случае, если внешние кабели по сечению или количеству не могут быть подключены непосредственно к зажи- мам аппаратов, конструкция РУ должна предусматривать дополни- тельные зажимы или промежуточные шины с устройствами для присо- единения внешних кабелей. РУ и НКУ должны предусматривать ввод кабелей как снизу, так и сверху, или только снизу, или только сверху.
Установка распределительных устройств в электропомещениях
В электропомещениях проходы обслуживания, находящие- ся с лицевой или с задней стороны щита, должны соответствовать следующим требованиям:
ширина проходов в свету должна быть не менее 0,8 м, высота проходов в свету – не менее 1,9 м. Ширина прохода должна обеспечи- вать удобное обслуживание установки и перемещение оборудования. В отдельных местах проходы могут быть стеснены выступающими строительными конструкциями, однако ширина прохода в этих местах должна быть не менее 0,6 м;
расстояния от наиболее выступающих неогражденных неизо- лированных токоведущих частей (например, отключенных ножей ру- бильников) при их одностороннем расположении на высоте менее 2,2 м до противоположной стены, ограждения или оборудования,
не имеющего неогражденных неизолированных токоведущих частей, должны быть не менее:
1,0 м – при напряжении ниже 660 В и длине щита до 7 м;
1,2 м – при напряжении ниже 660 В и длине щита более 7 м;
1,5 м – при напряжении 660 В и выше.
Длиной щита в данном случае называется длина прохода между двумя рядами сплошного фронта панелей (шкафов) или между одним рядом и стеной;
расстояния между неогражденными неизолированными токове- дущими частями и находящимися на высоте менее 2,2 м при их двух- стороннем расположении должны быть не менее:
1,5 м – при напряжении ниже 660 В;
2,0 м – при напряжении 660 В и выше;
неизолированные токоведущие части, находящиеся на расстоя- ниях менее приведенных в перечислениях 2) и 3), должны быть ограж- дены. При этом ширина прохода с учетом ограждений должна быть не менее оговоренной в 6.1.6.1 (перечисление 1));
неогражденные неизолированные токоведущие части, разме- щенные над проходами, должны быть расположены на высоте не ме- нее 2,2 м;
ограждения, горизонтально размещаемые над проходами, долж- ны быть расположены на высоте не менее 1,9 м;
проходы для обслуживания щитов при длине щита более 7 м должны иметь два выхода. Выходы из прохода с монтажной стороны щита могут быть выполнены как в щитовое помещение, так и в поме- щения другого назначения. При ширине прохода обслуживания более 3 м и отсутствии маслонаполненных аппаратов второй выход необяза- телен. Двери из помещений РУ должны открываться в сторону других помещений (за исключением РУ выше 1 кВ переменного тока и выше 1,5 кВ постоянного тока) или наружу и иметь самозапирающиеся зам- ки, отпираемые без ключа с внутренней стороны помещения. Ширина дверей должна быть не менее 0,75 м, высота – не менее 1,9 м.
В качестве ограждения неизолированных токоведущих частей могут служить сетки с размерами ячеек не более 2525 мм, а также сплошные или смешанные ограждения. Высота ограждений должна быть не менее 1,7 м.
Двери электрощитового помещения должны иметь запира- ющее устройство, препятствующее доступу в него лиц неэлектротех- нического персонала и посторонних. На дверях должна быть надпись
«Электрощитовая».
Установка распределительных устройств в производственных помещениях
Распределительные устройства, установленные в поме- щениях, доступных для неквалифицированного персонала, должны иметь токоведущие части, закрытые сплошными ограждениями, либо должны быть выполнены со степенью защиты не менее IP2X. В случае применения РУ с открытыми токоведущими частями оно должно быть ограждено и оборудовано местным освещением. При этом ограждение должно быть сетчатым, сплошным или смешанным высотой не менее 1,7 м. Дверцы входа за ограждение должны запираться на ключ. Рас- стояние от сетчатого ограждения до неизолированных токоведущих частей устройства должно быть не менее 0,7 м, а от сплошного – в со- ответствии с 6.1.4.1. Ширина проходов – в соответствии с 6.1.6.1.
Оконцевание проводов и кабелей должно быть выполнено так, чтобы оно находилось внутри устройства.
Съемные ограждения должны выполняться так, чтобы их удаление было невозможно без специального инструмента. Дверцы должны запираться на ключ.
6.1.8 Установка распределительных устройств на открытом воздухе
6.1.8.1 При установке РУ на открытом воздухе необходимо соблю- дать следующие требования:
устройство должно быть расположено на спланированной пло- щадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки и должно иметь конструкцию, соответствующую условиям окружающей среды. В рай- онах, где наблюдаются снежные заносы высотой 1 м и более, шкафы следует устанавливать на повышенных фундаментах;
должен быть предусмотрен местный подогрев для обеспечения нормальной работы аппаратов, реле, измерительных приборов и при- боров учета в соответствии с требованиями технической документа- ции изготовителя. В шкафах должно быть предусмотрено местное освещение.
6.2 Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ
6.2.1 Область применения
6.2.1.1 Подраздел 6.2 распространяется на стационарные РУ (РП, ТП, КТП и т. д.) и ПС переменного тока напряжением выше 1 кВ.
Для обеспечения безопасности обслуживания требования 6.1.6.1, 6.2.5.11, 6.2.5.15, 6.2.5.16, 6.2.5.23, 6.2.5.24, 6.2.5.31 и 6.2.13.12 рас-
пространяются также и на БКТП, КТПБ и БКТПБ с внутренним обслу- живанием.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Настоящий подраздел не содержит требований по устрой- ству РУ и ПС в части:
выбора площадки (кроме 6.2.2.20);
инженерной подготовки территории;
мероприятий по снижению шума, создаваемого работающим электрооборудованием;
определения категории взрывопожарной и пожарной опасности помещений;
определения степени огнестойкости зданий (кроме 6.2.6.4);
охранных мероприятий.
По перечисленному выше следует руководствоваться требовани- ями соответствующих строительных норм и правил и других ТНПА.
Общие требования
В РУ ПС при применении стальных порталов и опор, а так- же стальных деталей для железобетонных стоек порталов и опор под оборудование в качестве защиты от коррозии металла следует применять защитные покрытия, нанесенные методом горячего цинко- вания.
Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстоя- ния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:
вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или иные сопутствующие ее ра- боте явления (искрение, выброс газов и т.п.) не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению обору- дования и возникновению КЗ или замыкания на землю;
при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обуслов- ленных действием КЗ;
при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться без- опасному техническому обслуживанию и ремонту без нарушения нор- мальной работы соседних цепей;
была обеспечена возможность удобного транспортирования обо- рудования;
– выключатель (выключатель-разъединитель) или его привод имел хорошо видимый и надежно работающий указатель положения («включено», «отключено»).
Применение сигнальных ламп в качестве единственных указа- телей положения выключателя не допускается. Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стеной от выклю- чателя, то указатель должен быть и на выключателе, и на приводе.
При использовании разъединителей и отделителей при их наружной и внутренней установке для отключения и включения токов холостого хода силовых трансформаторов, зарядных токов воздуш- ных и кабельных линий электропередачи и систем шин необходимо выполнять следующие требования:
– разъединителями и отделителями напряжением 110–330 кВ не- зависимо от климатических условий и степени промышленного загряз- нения атмосферы при их наружной установке допускается отключать и включать ток ХХ силовых трансформаторов и зарядные токи воз- душных и кабельных линий, систем шин и присоединений, не превы- шающие значений, указанных в таблице 6.2.1;
Таблица 6.2.1 – Наибольшие токи холостого хода и зарядные токи, отключаемые и включаемые разъединителями
и отделителями 110–330 кВ
Номинальное напряжение, кВ
Тип отделителя, разъединителя
Расстояние между осями полюсов , м (см. рисунок 6.2.1)
Ток, А, не более
холостого хода
зарядный
110
ВР
2,0
2,5
3,0
6,0
7,0
9,0
2,5
3,0
3,5
ГП
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
6,0
8,0
10,0
1,5
2,0
3,0
3,5
150
ВР
2,5
2,7
3,0
3,4
4,0
2,3
4,0
6,0
7,6
10,0
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
ГП
3,0
3,7
4,0
4,4
2,3
5,0
5,5
6,0
1,0
1,5
2,0
2,5
Окончание таблицы 6.2.1
Номинальное напряжение, кВ
Тип отделителя, разъединителя
Расстояние между осями полюсов , м (см. рисунок 6.2.1)
Ток, А, не более
холостого хода
зарядный
220
ВР
3,5
4,0
4,5
3,0
5,0
8,0
1,0
1,5
2,0
ГП
3,5
4,0
4,5
3,0
5,0
8,0
1,0
1,5
1,0
330
ГП ПН ПНЗ
6,0
6,0
6,0
5,0
3,5
4,5
2,0
1,0
1,5
Примечания
ВР – вертикально-рубящий, ГП – горизонтально-поворотный, ПН – подвесной, ПНЗ – подвесной с опережающим отключением и отстающим включением полюса фазы В.
Приведены результирующие токи ХХ с учетом взаимной компенсации индуктивных токов нена- груженных трансформаторов зарядными токами их присоединений и зарядных токов воздушных или кабельных присоединений индуктивными токами ненагруженных трансформаторов.
разъединителями и отделителями напряжением 110 и 220 кВ при их внутренней установке со стандартными расстояниями меж- ду осями полюсов соответственно 2 и 3,5 м допускается отключать и включать токи ХХ силовых (авто)трансформаторов при глухозазем- ленной нейтрали соответственно не более 4 и 2 А, а также зарядные токи присоединений не более 1,5 А;
указанные на рисунке 6.2.1 расстояния по горизонтали а, б, в от колонок и концов горизонтально-поворотных (ГП) подвижных кон- тактов в отключенном положении до заземленных и токоведущих ча- стей соседних присоединений должны быть не меньше расстояний между осями полюсов д, указанных в таблицах 6.2.1 и 6.2.2. Эти тре- бования к расстояниям а, б, в по рисунку 6.2.1 применимы и к разъеди- нителям и отделителям напряжением 110–220 кВ при их внутренней установке в соответствии с перечислением 2).
Расстояния по вертикали г от концов вертикально-рубящих (ВР) и ГП подвижных контактов до заземленных и токоведущих частей должны быть на 0,5 м больше расстояний д;
разъединителями и отделителями 6–35 кВ при их наружной и внутренней установке допускается отключать и включать токи ХХ силовых трансформаторов, зарядные токи воздушных и кабельных линий электропередачи, а также токи замыкания на землю, которые не превышают значений, указанных в таблице 6.2.2 (см. рисунок 6.2.1) и таблице 6.2.3 (см. рисунок 6.2.2, перечисления a) и б)).
Таблица 6.2.2 – Наибольшие токи холостого хода и зарядные токи,
токи замыкания на землю, отключаемые и включаемые разъединителями и отделителями 6–35 кВ наружной установки
Номинальное напряжение, кВ | Расстояние между осями полюсов , м (см. рисунок 6.2.1) | Ток, А, не более | ||
холостого хода | зарядный | замыкания на землю | ||
6 | 0,4 | 2,5 | 5,0 | 7,5 |
10 | 0,5 | 2,5 | 4,0 | 6,0 |
20 | 0,75 | 3,0 | 3,0 | 4,5 |
35 | 1,0 | 3,0 | 2,0 | 3,0 |
35 | 2,0 | 5,0 | 3,0 | 5,0 |
Рисунок 6.2.1 – Границы расположения открытых подвижных контактов разъединителя (отделителя) по отношению к заземленным и токоведущим частям
Размеры изолирующих перегородок для стандартных трехпо- люсных разъединителей приведены в таблице 6.2.4 в соответствии с рисунком 6.2.2;
у разъединителей и отделителей, установленных горизонтально, спуски из гибкого провода следует прокладывать полого (постепенно понижаясь) во избежание переброски на них дуги, не допуская распо- ложения, близкого к вертикальному. Угол между горизонталью и пря- мой, соединяющей точку подвеса спуска и линейный зажим полюса, должен быть не более 65°.
а – вертикальная; б – наклонная; 1 – изолирующие перегородки
Рисунок 6.2.2 – Установка разъединителя (отделителя)
Таблица 6.2.3 – Наибольшие токи холостого хода и зарядные токи,
токи замыкания на землю, отключаемые и включаемые разъединителями и отделителями 6–35 кВ внутренней установки (см. рисунок 6.2.2)
Номинальное напряжение, кВ
Расстояние между осями полюсов Ж, м
Наименьшее расстояние до заземленных и токоведущих частей, м
Ток, А, не более
холо- стого хода
зарядный
замыкания на землю
А
Б
В
6
0,2
0,2
0,2
0,5
3,5
2,5
4,0
10
0,25
0,3
0,3
0,7
3,0
2,0
3,0
20
0,3
0,4
0,4
1,0
3,0
1,5
2,5
35
0,45
0,5
0,5
1,5
2,5
1,0
1,5
Примечание – При изолирующих перегородках между полюсами отключаемые и включаемые токи в 1,5 раза больше значений, указанных в настоящей таблице.
Таблица 6.2.4 – Размеры изолирующих перегородок
Номинальное напряжение, кВ
Размеры изолирующих перегородок, м (см. рисунок 6.2.2)
Г
Д
Е
6
0,1
0,5
0,05
10
0,65
0,65
0,05
20
0,2
1,1
0,05
35
0,25
1,8
0,05
Ошиновку из жестких шин необходимо выполнять так, чтобы на расстоянии в (см. рисунок 6.2.1) шины подходили к разъединителям (отделителям) с подъемом или горизонтально. Недопустимое сближе- ние шин с подвижными контактами у горизонтально-поворотных разъ- единителей и отделителей показано пунктиром;
для обеспечения безопасности персонала и защиты его от све- тового и теплового воздействия дуги над ручными приводами отде- лителей и разъединителей необходимо устанавливать стационарные козырьки из листового металла, металлопрофиля или металлочере- пицы. Сооружение козырьков не требуется у разъединителей и отде- лителей напряжением 6–10 кВ, если отключаемый ток ХХ не превы- шает 3 А, а отключаемый зарядный – 2 А;
приводы трехполюсных разъединителей 6–35 кВ при их вну- тренней установке, если они не отделены от разъединителей стеной или перекрытием, необходимо снабжать глухим щитом, расположен- ным между приводом и разъединителем.
В электроустановках напряжением 35, 110, и 220 кВ с разъ- единителями и отделителями в одной цепи отключение ненагружен- ного трансформатора, автотрансформатора, системы шин, линий электропередачи следует производить дистанционно отделителем, включение – разъединителем.
Выбор аппаратов, проводников и изоляторов по условиям КЗ дол- жен проводиться в соответствии с [8] (глава 1.4).
Конструкции, на которых установлены электрооборудова- ние, аппараты, токоведущие части и изоляторы, должны выдерживать нагрузки от их веса, тяжения, коммутационных операций, воздействия ветра, гололеда и электродинамических усилий, возникающих при КЗ, а также сейсмических воздействий.
Строительные конструкции, доступные для прикосновения персона- ла, не должны нагреваться от воздействия электрического тока до тем- пературы выше 50 °С, недоступные для прикосновения – выше 70 °С.
Конструкции могут не проверяться на нагрев, если по токоведущим частям проходит переменный ток 1000 А и менее.
Во всех цепях РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, предохра- нителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т.д.) каждой цепи со всех ее сторон, откуда может быть подано напряжение. В РП и ТП в случае установки выключателей 10 кВ с цифровыми защитами необходимо применять схему с установкой шинного и ли-
нейного разъединителя либо выкатной элемент.
Видимый разрыв может отсутствовать в КРУ заводского изготов- ления (в том числе с заполнением элегазом – КРУЭ) с выкатными элементами и/или при наличии надежного механического указателя гарантированного положения контактов.
Допускается установка выключателей (выключателей-разъеди- нителей) 35–330 кВ без аппаратов, создающих видимый разрыв (без разъединителей). Для создания видимого разрыва должна быть пред- усмотрена возможность отсоединения шлейфов ошиновки со стороны возможной подачи напряжения. В конструкции выключателя-разъеди- нителя должно быть предусмотрено наличие надежного механическо- го указателя гарантированного положения контактов.
Указанное требование не распространяется на высокочастотные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, трансформаторы напряжения емкостного типа, присоединяемые к системам шин, разрядники и огра- ничители перенапряжений, устанавливаемые на выводах трансфор- маторов и шунтирующих реакторов, на отходящих линиях и сборных шинах, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами.
В отдельных случаях, обусловленных схемными или конструктив- ными решениями, трансформаторы тока допускается устанавливать до разъединяющих устройств.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
При расположении РУ и ПС в местах, где воздух может со- держать вещества, ухудшающие работу изоляции или разрушающе действующие на оборудование и шины, должны быть приняты меры, обеспечивающие надежную работу установки:
применение закрытых ПС и РУ, защищенных от проникновения пыли, вредных газов или паров в помещение;
применение усиленной изоляции и шин из материала, стойкого к воздействию окружающей среды, или нанесение на них защитного покрытия;
расположение ПС и РУ со стороны господствующего направле- ния ветра;
применение минимального количества открыто установленного оборудования.
При сооружении ПС и РУ вблизи химических предприятий, а также в местах, где длительным опытом эксплуатации установлено разруше- ние алюминия от коррозии, следует применять специальные алюмини- евые и сталеалюминиевые провода, защищенные от коррозии, в том числе полимерным покрытием, или провода из меди и ее сплавов.
При расположении РУ и ПС в сейсмических районах для обеспечения требуемой сейсмостойкости наряду с применением имевшегося сейсмостойкого оборудования следует предусматривать специальные меры, повышающие сейсмостойкость электроустановки.
В ОРУ, КРУ, КРУН, неотапливаемых ЗРУ и ящиках (сбор- ках собственных нужд, вторичной коммутации и т.д.), расположенных на ОРУ, где температура окружающего воздуха может быть ниже допу- стимой для оборудования, должен быть предусмотрен подогрев в со- ответствии с действующими ТНПА на оборудование.
Ошиновку РУ и ПС, как правило, следует выполнять из алю- миниевых и сталеалюминиевых проводов, полос, труб и шин из про- филей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назна- чения (исключения см. в 6.2.2.6).
При этом, если деформации ошиновки, вызываемые изменени- ями температуры, могут вызывать опасные механические напряжения в проводах или изоляторах, следует предусматривать меры, исключа- ющие возникновение таких напряжений.
Конструкция жесткой ошиновки должна предусматривать устрой- ства для гашения вибрации шин и компенсирующие устройства для предотвращения передачи механических усилий на контактные выводы аппаратов и опорные изоляторы от температурных деформа- ций и неравномерной осадки опорных конструкций.
Токопроводы следует выполнять в соответствии с требовани- ями 5.1.
Обозначение фаз электрооборудования и ошиновки РУ и ПС должно выполняться в соответствии с требованиями 4.1.
Распределительные устройства 3 кВ и выше должны быть оборудованы оперативной блокировкой от неправильных действий при переключениях в электрических установках (далее – оперативной блокировкой), предназначенной для предотвращения неправильных
действий с разъединителями, заземляющими ножами1, отделителями, короткозамыкателями и выключателями-разъединителями.
Оперативная блокировка должна исключать:
подачу напряжения разъединителем или выключателем-разъ- единителем на участок электрической схемы, заземленный включен- ным заземлителем, а также на участок электрической схемы, отделен- ный от включенных заземлителей только выключателем;
включение заземлителя на участке схемы, не отделенном разъ- единителем (или выключателем-разъединителем) от других участков, которые могут быть как под напряжением, так и без напряжения;
отключение и включение разъединителями токов нагрузки. Оперативная блокировка должна обеспечивать в схеме с после-
довательным соединением разъединителя с отделителем включение ненагруженного трансформатора разъединителем, а отключение – от- делителем.
На заземлителях линейных разъединителей со стороны линии до- пускается иметь только механическую блокировку с приводом разъ- единителя.
На заземлителях, установленных на выключателях-разъедините- лях со стороны линии, допускается иметь только механическую бло- кировку с положением главных контактов выключателей-разъедини- телей.
Приводы разъединителей, выключателей-разъединителей, зазем- лителей заземляющих ножей сборных шин, доступные для посторон- них лиц, для исключения ошибочных действий должны иметь приспо- собления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.
Распределительные устройства и ПС должны быть обо- рудованы стационарными заземлителями, обеспечивающими в соот- ветствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и оши- новки. В РУ 3 кВ и выше стационарные заземлители должны быть размещены так, чтобы были не нужны переносные заземления и что- бы персонал, работающий на токоведущих частях любых участков присоединений и сборных шин, был защищен заземлителями со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.
На случай отключения в процессе ремонта разъединителя (или вы- ключателя-разъединителя) с заземлителями или только заземлителя этого разъединителя (или выключателя-разъединителя) должны быть предусмотрены другие стационарные заземлители на данном участ- ке схемы, расположенные со стороны возможной подачи напряжения.
1 В настоящем подразделе вместо термина «заземляющий нож» используется слово «за- землитель», под которым понимается как элемент аппарата, так и отдельно установлен- ный аппарат.
Последнее требование не относится к заземлителям со стороны ли- нейных разъединителей или к заземлителям, установленным на вы- ключателях-разъединителях в сторону ВЛ (при отсутствии обходной системы шин или ремонтной перемычки со стороны ВЛ), а также к за- землителям в цепи секционной связи КРУ.
На заземлителях линейных разъединителей и выключателей-разъ- единителей со стороны линии следует, как правило, иметь привод с дистанционным управлением для исключения травмирования пер- сонала при ошибочном включении их и наличии на линии напряжения. Кроме того, рекомендуется, чтобы в ячейках КРУЭ и у выключателей- разъединителей эти заземлители были быстродействующими.
Каждая секция (система) сборных шин РУ 35 кВ и выше должна иметь, как правило, два комплекта заземлителей. При наличии транс- форматоров напряжения заземление сборных шин следует осущест- влять, как правило, заземлителями разъединителей трансформато- ров напряжения.
Применение переносных защитных заземлений предусматривает- ся в следующих случаях:
при работе на линейных разъединителях или выключателях- разъединителях и на оборудовании, расположенном со стороны ВЛ до линейного разъединителя или выключателя-разъединителя;
на участках схемы, где заземлители установлены отдельно от разъединителей, выключателей-разъединителей на время ремонта заземлителей;
для защиты от наведенного напряжения.
Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет, рукоят- ки их приводов – в красный цвет, а рукоятки других приводов – в цвета оборудования. В местах, в которых стационарные заземляющие ножи не могут быть применены, на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовлены контактные поверхности для присоедине- ния переносных заземляющих проводников.
Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту над уровнем плани- ровки для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2,0 м или 1,6 м (с учетом требований 6.2.3.13 и 6.2.3.14), а над уровнем пола для ЗРУ и трансформаторов, установленных внутри здания, – 1,9 м; сетки должны иметь отверстия размером не более 2525 мм, а так- же приспособления для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений в ОРУ должна располагаться на высоте 0,05 м, а в ЗРУ при необходимости – на уровне пола.
Применение барьеров допускается при входе в камеры выключа- телей, трансформаторов и других аппаратов для их осмотра при на- личии напряжения на токоведущих частях. Барьеры должны устанав-
ливаться на высоте 1,2 м и быть съемными. При высоте пола камер над уровнем земли более 0,3 м необходимо оставить между дверью и барьером расстояние не менее 0,5 м или предусмотреть площадку перед дверью для осмотра.
Применение барьеров в качестве единственного вида ограждения токоведущих частей недопустимо.
Внешние ограждения должны выполняться в соответствии с требо- ваниями, приведенными в 6.2.2.26.
Указатели уровня и температуры масла маслонаполнен- ных трансформаторов и аппаратов и другие указатели, характери- зующие состояние оборудования, должны быть расположены таким образом, чтобы обеспечивались удобные и безопасные условия для доступа к ним и наблюдения за ними без снятия напряжения (на- пример, со стороны прохода в камеру).
Для отбора проб масла расстояние от уровня пола или по- верхности земли до крана трансформатора или аппарата должно быть не менее 0,2 м или должен быть предусмотрен соответствующий при- ямок.
Электропроводка цепей защиты автоматики, измерения, сигнализации и освещения, проложенная по электротехническим устройствам с масляным наполнением, должна быть выполнена про- водами с маслостойкой изоляцией.
Расчетный уровень высоких (паводковых) вод принимает- ся с обеспеченностью: 2 % (повторяемость один раз в 50 лет) – для ПС 330 кВ и ниже; 1 % (повторяемость 1 раз в 100 лет) – для ПС 750 кВ.
Распределительные устройства и ПС должны быть обору- дованы электрическим освещением. Осветительная арматура должна быть установлена таким образом, чтобы было обеспечено ее безопас- ное обслуживание.
Распределительные устройства и ПС рекомендуется обес- печить телефонной и другими видами связи в соответствии с принятой системой обслуживания.
Размещение РУ и ПС, генеральный план и инженерная под- готовка территории и защита их от затопления, оползней и т.п. должны быть выполнены в соответствии с требованиями генеральных планов промышленных и сельскохозяйственных предприятий.
Компоновка и конструктивное выполнение ОРУ и ЗРУ должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства монтажных и ремонтных работ.
Расстояния между РУ (ПС) и деревьями высотой более 4 м должны быть такими, чтобы исключались повреждения оборудования и ошиновки при падении дерева (с учетом роста деревьев за 25 лет).
Для РУ и ПС, размещаемых в районе жилой и промышлен- ной застройки, должны предусматриваться мероприятия по снижению шума, создаваемого работающим электрооборудованием (трансфор- маторами, синхронными компенсаторами и т.п.), до допустимых зна- чений согласно [61].
На ПС, имеющих постоянный дежурный персонал, и на ПС с дежурством на дому (при расположении служебно-жилого дома вблизи ПС) следует предусматривать хозяйственно-питьевой водо- провод и хозяйственно-фекальную канализацию с подключением к ближайшим сетям, а при отсутствии сетей по согласованию с ор- ганами санитарного надзора предусматривать простейшие местные очистные сооружения (септик, поля подземной фильтрации, выгреб).
На ПС без постоянного дежурного персонала, расположен- ной вдали от сетей водопровода и канализации, должен предусматри- ваться наружный туалет с водонепроницаемой выгребной ямой. Персо- нал оперативно-выездной бригады должен быть обеспечен привозной питьевой водой и рукомойником. При расположении ПС напряжением 35 кВ и выше без постоянного дежурного персонала вблизи существую- щих или проектируемых систем водоснабжения и канализации (на рас- стоянии до 250 м) в здании ОПУ должен предусматриваться санузел (умывальник и унитаз). При этом сеть канализации должна быть само- течной.
Территория ПС напряжением 35 кВ и выше должна быть ограждена внешним забором высотой не менее 2,2 м. Ограждение следует выполнять сплошным, а на ПС, расположенных в городах, вблизи взрывопожароопасных объектов, в лесах и на прилегающих к ним территориях, полях сельхозугодий, – глухим (железобетонные панели, профилированные металлические листы). Вставки допу- скается выполнять из бессер-блоков или кирпича. По согласованию с заказчиком допускается применение других строительных решений наружного ограждения, в том числе обеспечивающих выполнение ни- жеперечисленных защитных мероприятий. Срок службы данных ре- шений должен составлять не менее 25 лет.
В случае необходимости выполнения противоподкопных меро- приятий под полотном защитного ограждения следует выполнять до- полнительное нижнее ограждение из металлической оцинкованной решетки с ячейкой не более 10 см с заглублением ее в грунт не менее чем на 0,5 м. Верхнее дополнительное ограждение следует устанав- ливать на основное ограждение посредством использования крон- штейнов, на которых закрепляют ленточный или проволочный барьер безопасности – плоское, спиральное или сеточное полотно общей шириной (высотой, диаметром) не менее 0,5 м. Допускается устанав-
ливать дополнительное верхнее ограждение в вертикальном располо- жении либо с внутренней стороны периметра под наклоном около 45° к основному ограждению в виде козырька. Дополнительное верхнее ограждение следует устанавливать на крышах одноэтажных зданий, примыкающих к основному ограждению и являющихся составной ча- стью периметра.
Ворота и калитки ПС должны быть сплошными металлическими и закрываться на внутренний замок.
На территории ПС напряжением свыше 110 кВ рекоменду- ется ограждать открытые РУ и силовые трансформаторы внутренним сетчатым забором высотой 1,6 м (см. 6.2.3.14).
ОРУ разных номинальных напряжений и силовые трансформато- ры могут иметь общее ограждение.
Заборы могут не предусматриваться для закрытых ПС, а также для столбовых, мачтовых и комплектных ПС наружной установки с выс- шим напряжением до 35 кВ при условии соблюдения требований 6.2.7.11
На территории ОРУ, ПС и электростанций следует пред- усматривать устройства по сбору и удалению масла (при наличии маслонаполненного оборудования) с целью исключения возможности растекания его по территории и загрязнения окружающей среды.
Расстояния от электрооборудования до взрывоопасных зон и помещений следует принимать согласно [8] (глава 7.3).
На ПС применяется постоянный и переменный оператив- ный ток. При этом на всех новых и/или реконструируемых ПС напряже- нием 110 кВ должна применяться система оперативного постоянного тока (ОПТ, СОПТ) напряжением 220 В. Другие величины напряжений или другие виды оперативного тока (выпрямленный, переменный) на таких ПС допускаются только при специальном обосновании. На ПС напряжением 220 кВ и выше применение выпрямленного или пере- менного оперативного тока запрещается.
Рекомендуемый состав каждого комплекта СОПТ (систе- мы ОПТ):
АБ – две малообслуживаемые свинцово-кислотные АБ с жидким электролитом для ПС 220–750 кВ и ПС 110 кВ с более чем двумя выклю- чателями в РУ высшего напряжения, а также питающих потребителей первой или особой категории обязательно, для остальных ПС 110–35 кВ – одна малообслуживаемая или две герметичные свинцово-кислотные АБ;
щит постоянного тока (ЩПТ) – один на каждую АБ;
зарядное устройство (ЗУ) – два на каждую АБ (при отсутствии возможности установки четырех ЗУ на две АБ допускается определять количество ЗУ как ХЗУ NАБ 1, где NAB – количество АБ, а 1 – резерв- ное ЗУ, мощность которого должна быть выбрана с учетом нагрузки
потребителей всех секций СОПТ, а также компенсации саморазряда первой и ускоренного заряда второй АБ);
шкафы управления оперативным током (ШУОТ) – по согласова- нию с заказчиком допускается применение только для упрощенной СОПТ (ШУОТ герметичные АБ) на ПС 35–110 кВ с менее чем двумя выключателями в РУ высшего напряжения;
кабельная распределительная сеть;
отключающие аппараты защиты от сверхтоков (КЗ и перегрузок);
устройства защиты от перенапряжений;
коммутационные аппараты;
устройства мониторинга СОПТ;
устройство контроля изоляции полюсов сети относительно земли;
система автоматизированного поиска мест повреждения изоля- ции полюсов сети относительно земли (поиск «земли»);
устройства регистрации аварийных процессов и событий СОПТ в составе АСУ ТП;
средства выдачи сигнала обобщенной неисправности в АСУ ТП.
Здания управления и РУ ПС 35–110 кВ рекомендуется вы- полнять модульной конструкции, состоящей из быстросочленяемых блоков максимальной заводской готовности, устанавливаемых на за- ранее подготовленном фундаменте. В комплект поставки может вхо- дить лестница.
В модуле изготовителем должны быть предусмотрены:
силовой щиток напряжением 380 В (питание систем освещения, отопления, вентиляции, кондиционирования);
щиток аварийного освещения;
система рабочего освещения (напряжение сети в нормальном режиме 380 В/220 В (фаза-ноль);
система аварийного освещения (напряжение сети в нормальном режиме 380 В/220 В (фаза-ноль), в аварийном режиме 220 В – ав- томатическое переключение питания системы аварийного освещения на БАО щита постоянного тока 220 В);
розеточная сеть 220 В;
сеть ремонтного освещения 220 В/12 В (ящик с понижающим трансформатором);
система отопления (напряжение сети 380 В/220 В (фаза-ноль));
система вентиляции (напряжение сети 380 В);
система кондиционирования (напряжение сети 380 В/220 В (фаза- ноль));
охранная сигнализация;
пожарная сигнализация (при необходимости, согласно [72]);
закладные металлоконструкции в полу для установки панелей (шкафов), в том числе и в резервных местах (количество, размеры
и привязка осей закладных металлоконструкций уточняются после проведения тендера на панели (шкафы));
металлические кабельные каналы указанных размеров подполь- ного исполнения для разводки контрольных и силовых кабелей в со- ответствии с планом;
трубы указанных размеров в дне кабельных каналов с после- дующей герметизацией для вывода силовых и контрольных кабелей в кабельные лотки на ОРУ в соответствии с планом;
кабельные стойки с консолями вдоль стен кабельных каналов для прокладки силовых и контрольных кабелей;
заземляющее устройство внутри модуля.
Пределы огнестойкости строительных конструкций модулей долж- ны соответствовать требованиям [4], исходя из принятой степени ог- нестойкости модуля.
На окнах ОПУ должны быть предусмотрены антивандальные ре- шетки.
Помещения ЗРУ выполняются без окон. В случае необходимости в естественном освещении следует применять стеклоблоки. Устрой- ство световых фонарей не допускается.
Открытые распределительные устройства
В ОРУ 110 кВ и выше должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей и выключателей-разъединителей для передвиж- ных монтажно-ремонтных механизмов, пожарной аварийно-спасатель- ной техники и приспособлений, а также передвижных лабораторий. Габариты проезда по ширине должны быть не менее 4,0 м, по высоте – не менее 4,25 м.
Соединение гибких проводов в пролетах должно выпол- няться опрессовкой с помощью соединительных зажимов, а соедине- ние в петлях у опор, присоединение ответвлений в пролете и присо- единение к аппаратным зажимам – опрессовкой или сваркой. При этом присоединение ответвлений в пролете выполняется, как правило, без разрезания проводов пролета.
Пайка и скрутка проводов не допускаются.
Болтовые соединения допускаются только на зажимах аппаратов и на ответвлениях к разрядникам, ОПН, конденсаторам связи и транс- форматорам напряжения, а также для временных установок, для кото- рых применение неразъемных соединений требует большого объема работ по перемонтажу шин.
Гирлянды изоляторов для подвески шин в ОРУ могут быть одно- цепными. Если одноцепная гирлянда не удовлетворяет условиям ме- ханических нагрузок, то следует применять двухцепную.
Разделительные (врезные) гирлянды не допускаются, за исключе- нием гирлянд, с помощью которых осуществляется подвеска высоко- частотных заградителей.
Закрепление гибких шин и тросов в натяжных и подвесных зажимах в отношении прочности должно соответствовать требованиям 5.3.8.18.
Соединение жестких шин в пролетах следует выполнять сваркой, а соединение шин соседних пролетов – с помощью компен- сирующих устройств, присоединяемых к шинам, как правило, сваркой. Допускается присоединение компенсирующих устройств к пролетам с помощью болтовых соединений.
Ответвления от жестких шин могут выполняться как гибкими, так и жесткими, а присоединение их к пролетам следует выполнять, как правило, сваркой.
Ответвления от сборных шин ОРУ, как правило, должны располагаться ниже сборных шин.
Подвеска ошиновки одним пролетом над двумя и более секциями или системами сборных шин не допускается.
Нагрузки на шины и конструкции от ветра и гололеда, а так- же расчетные температуры воздуха должны определяться в соответ- ствии с требованиями строительных норм и правил. При этом прогиб жестких шин не должен превышать 1/80 длины пролета.
При определении нагрузок на конструкции дополнительно следует учитывать вес человека с инструментами и монтажными приспособле- ниями при применении:
натяжных гирлянд изоляторов – 2,0 кН;
поддерживающих гирлянд – 1,5 кН;
опорных изоляторов – 1,0 кН.
Тяжение спусков к аппаратам ОРУ не должно вызывать недопусти- мых механических напряжений и недопустимого сближения проводов при расчетных климатических условиях.
Расчетные механические усилия, передающиеся при КЗ жесткими шинами на опорные изоляторы, следует принимать в соот- ветствии с требованиями ТНПА.
Коэффициент запаса механической прочности при нагруз- ках, соответствующих 6.2.3.5, следует принимать:
для гибких шин – не менее 3 по отношению к их временному со- противлению разрыва;
для подвесных изоляторов – не менее 4 по отношению к гаранти- рованной минимальной разрушающей нагрузке целого изолятора (ме- ханической или электромеханической в зависимости от требований ТНПА на примененный тип изолятора);
для сцепной арматуры гибких шин – не менее 3 по отношению к минимальной разрушающей нагрузке;
для опорных изоляторов жесткой ошиновки – не менее 2,5 по от- ношению к гарантированной минимальной разрушающей нагрузке изо- лятора.
Опоры для крепления шин ОРУ должны рассчитываться как промежуточные или концевые в соответствии с 5.3.
Компоновку ОРУ 35 кВ и выше рекомендуется выполнять без верхнего яруса шин, проходящего над выключателями и выключа- телями-разъединителями.
Наименьшие расстояния в свету между неизолированны- ми токоведущими частями разных фаз, от неизолированных токоведу- щих частей до земли, заземленных конструкций и ограждений, а также между неизолированными токоведущими частями разных цепей сле- дует принимать по таблице 6.2.5 (см. рисунки 6.2.3–6.2.12).
Если в установках расстояния между фазами увеличиваются по сравнению с приведенными в таблице 6.2.5 по результатам провер- ки на корону, соответственно должны быть увеличены и расстояния до заземленных частей.
Рисунок 6.2.3 – Наименьшие расстояния в свету при жестких шинах
ф-з
между токоведущими и заземленными частями (Aф-з, A1
) и между
токоведущими частями разных фаз (Aф-ф)
Наименьшие расстояния в свету при жестких шинах (см. рисунок 6.2.3) между токоведущими и заземленными частями Aф-з и между токоведущими частями разных фаз Aф-ф следует принимать по таблице 6.2.5, а при гибких шинах (см. рисунок 6.2.4) следует опре- делять следующим образом:
где a = f sin;
ф-з А ф-з.г а, Аф-ф.г Аф-ф а, (6.2.1)
f – стрела провеса проводов при температуре 15 °С, м;
= arctg P/Q;
Q – расчетная нагрузка от веса провода на 1 м длины провода, даН/м;
Р – расчетная линейная ветровая нагрузка на провод, даН/м; при этом скорость ветра принимается равной 60 % значения, вы- бранного при расчете строительных конструкций.
Рисунок 6.2.4 – Наименьшие расстояния в свету при гибких шинах между токоведущими и заземленными частями и между токоведущими частями разных фаз, расположенными в одной
горизонтальной плоскости
ТКП 339-2022 (33240)
425
Таблица 6.2.5 – Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (подстанций) 10–750 кВ, защищенных разрядниками, и ОРУ 220–750 кВ, защищенных ограничителями перенапряжений (в знаменателе) (см. рисунки 6.2.3–6.2.12)
Номер рисунка
Наименование расстояния
Обо- зна- чение
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ
до 10
20
35
110
150
220
330
750
6.2.3
От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции,
Aф-з
200
300
400
900
1300
1800
1200
2500
2000
5500
5000
6.2.4
6.2.5
находящихся под напряжением, до протяженных заземленных конструкций и постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м, а также до стационарных межъячейковых экранов и
противопожарных перегородок
6.2.3
От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции,
A ф-з
1
200
300
400
900
1300
1600
1200
2200
1800
5000
4500
6.2.4
находящихся под напряжением, до заземленных конструкций: головка аппарата – опора, провод – стойка, траверса, провод –
кольцо, стержень
6.2.3
6.2.4
6.2.11
Между токоведущими частями разных фаз
Aф-ф
220
330
440
1000
1400
2000
1600
2800
2200
8000
6500
6.2.5
6.2.7
От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, на- ходящихся под напряжением, до постоянных внутренних огражде- ний высотой до 1,6 м, а также до транспортируемого оборудования
Б
950
1050
1150
1650
2050
2550
2000
3250
3000
6300
5800
6.2.8
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней
В
950
1050
1150
1650
2050
3000
2400
4000
3500
7000
6000
6.2.6
6.2.12
От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Г
2900
3000
3100
3600
4000
4500
3900
5000
4700
8200
7200
ТКП 339-2022 (33240)
426
Окончание таблицы 6.2.5
Номер рисунка
Наименование расстояния
Обо- зна- чение
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ
до 10
20
35
110
150
220
330
750
6.2.8
6.2.9
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонта- ли при обслуживании одной цепи и неотключенной другой
Д1
2200
2300
2400
2900
3300
3600
3200
4200
3800
7000
6500
6.2.10
6.2.12
От токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора или до здания и сооружения
Д
2200
2300
2400
2900
3300
3800
3200
4500
4000
7500
6500
6.2.11
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту
Ж
240
365
485
1100
1550
2200
1800
3100
2600
7500
6100
Примечания
щимися проводами, параллельными проводами длиной до 20 м для ОРУ 750 кВ с разрядниками равны 7000 мм, а для ОРУ 750 кВ с ОПН – 5500 мм. 4 Ограничители перенапряжений имеют защитный уровень ограничения коммутационных перенапряжений «фаза-земля» 1,8Uф.
Для элементов изоляции, находящихся под распределенным потенциалом, изоляционные расстояния следует принимать с учетом фактических значений потенциалов в разных точках поверхности. При отсутствии данных о распределении потенциала следует условно принимать прямолинейный закон падения потенциала вдоль изоляции от полного номинального напряжения (со стороны токоведущих частей) до нуля (со стороны заземленных частей).
Расстояние от токоведущих частей или элементов изоляции (со стороны токоведущих частей), находящихся под напряжением, до габаритов трансформаторов, транспортируемых по железнодорожным путям, допускается принять менее размера Б, но не менее размера Aф-ф.
Для напряжения 750 кВ в таблице даны расстояния Aф-ф между параллельными проводами длиной более 20 м; расстояния Aф-ф между экранами, скрещиваю-
Рисунок 6.2.5 – Наименьшие расстояния, мм, от токоведущих частей и элементов изоляции, находящихся под напряжением,
до постоянных внутренних ограждений
Наименьшие допустимые расстояния в свету между на- ходящимися под напряжением соседними фазами в момент их наи- большего сближения под действием токов КЗ должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.18, принимаемых по наибольшему рабо- чему напряжению.
Наименьшие расстояния от токоведущих частей и изо- ляторов, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений должны быть (см. таблицу 6.2.5, рисунок 6.2.5):
по горизонтали – не менее размера Б при высоте ограждения 1,6 м и не менее размера Aф-з при высоте ограждения 2,0 м. Второй вариант рекомендуется для применения в стесненных условиях пло- щадки ПС;
по вертикали – не менее размера Aф-з, отмеряемого в плоскости ограждения от точки, расположенной на высоте 2,7 м от земли.
Токоведущие части (выводы, шины, спуски и т.п.) могут не иметь внутренних ограждений, если они расположены над уровнем планировки или наземных коммуникационных сооружений на высоте не менее значений, соответствующих размеру Г по таблице 6.2.5 (см. ри- сунок 6.2.6).
Неогражденные токоведущие части, соединяющие конденсатор устройств высокочастотной связи, телемеханики и защиты с филь- тром, должны быть расположены на высоте не менее 2,5 м. При этом рекомендуется устанавливать фильтр на высоте, позволяющей произ- водить его ремонт (настройку) без снятия напряжения с оборудования присоединения.
Рисунок 6.2.6 – Наименьшие расстояния, мм, от неогражденных токоведущих частей и от нижней кромки форфора изоляторов до земли
Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя кромка фарфо- ра (полимерного материала) изоляторов расположена над уровнем планировки или наземных коммуникационных сооружений на высоте не менее 2,5 м, разрешается не ограждать (рисунок 6.2.6). При мень- шей высоте оборудование должно иметь постоянные ограждения, удовлетворяющие требованиям 6.2.2.13, располагаемые от трансфор- маторов и аппаратов на расстояниях не менее приведенных в 6.2.3.13. Вместо постоянных ограждений допускается устройство козырьков, предотвращающих прикосновение обслуживающего персонала к изо- ляции и элементам оборудования, находящимся под напряжением.
Расстояния от неогражденных токоведущих частей до габаритов машин, механизмов и транспортируемого оборудования должны быть не менее размера Б по таблице 6.2.5 (см. рисунок 6.2.7).
Расстояния между ближайшими неогражденными токове- дущими частями разных цепей должны выбираться из условия без- опасного обслуживания одной цепи при неотключенной второй.
При расположении неогражденных токоведущих частей разных це- пей размер В определен из условия обслуживания нижней цепи при не- отключенной верхней, а размер Д1 – обслуживания одной цепи при не- отключенной другой. Если такое обслуживание не предусматривается, расстояние между токоведущими частями разных цепей в разных пло- скостях должно приниматься в соответствии с 6.2.3.11; при этом должна быть учтена возможность сближения проводов в условиях эксплуата- ции (под влиянием ветра, гололеда, температуры).
Рисунок 6.2.7 – Наименьшие расстояния от токоведущих частей до транспортируемого оборудования
Рисунок 6.2.8 – Наименьшие расстояния между токоведущими частями разных цепей, расположенными в различных плоскостях с обслуживанием нижней цепи при неотключенной верхней
Рисунок 6.2.9 – Наименьшие расстояния по горизонтали между токоведущими частями разных цепей с обслуживанием одной цепи при неотключенной другой
Расстояния между токоведущими частями и верхней кром- кой внешнего забора должны быть не менее размера Д по табли- це 6.2.5 (см. рисунок 6.2.10).
Расстояния от подвижных контактов разъединителей в от- ключенном положении: до заземленных частей должны быть не менее
ф-з
размеров Aф-з и A1
; до ошиновки своей фазы, присоединенной ко вто-
рому контакту, – не менее размера Ж; до ошиновки других присоеди- нений – не менее размера Aф-ф по таблице 6.2.5 (см. рисунок 6.2.11).
Рисунок 6.2.10 – Наименьшие расстояния, мм, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего ограждения
Рисунок 6.2.11 – Наименьшие расстояния от подвижных контактов разъединителей в отключенном положении до заземленных
и токоведущих частей
Расстояния между токоведущими частями ОРУ и зданиями или сооружениями (ЗРУ, помещение щита управления, трансформа- торная башня и др.) по горизонтали должны быть не менее размера Д, а по вертикали при наибольшем провисании проводов – не менее раз- мера Г по таблице 6.2.5 (см. рисунок 6.2.12).
Рисунок 6.2.12 – Наименьшие расстояния между токоведущими частями и зданиями и сооружениями
Прокладка воздушных осветительных линий, воздушных линий связи и цепей сигнализации над и под токоведущими частями ОРУ не допускается.
Расстояния от складов водорода до ОРУ, трансформато- ров, синхронных компенсаторов должны быть не менее 50 м; до опор ВЛ – не менее 1,5 высоты опоры; до зданий ПС при количестве храня- щихся на складе баллонов до 500 шт. – не менее 20 м, свыше 500 шт. – не менее 25 м; до внешней ограды ПС – не менее 5,5 м.
Расстояния от открыто установленных электротехнических устройств до водоохладителей ПС должны быть не менее приведен- ных в таблице 6.2.6.
Таблица 6.2.6 – Наименьшие расстояния от открыто установленных электротехнических устройств до водоохладителей ПС
Водоохладитель
Расстояние, м
Брызгальные устройства и открытые градирни
80
Башенные и одновентиляторные градирни
30
Секционные вентиляторные градирни
42
Для реконструируемых объектов приведенные в таблице 6.2.6 рас- стояния допускается уменьшать, но не более чем на 25 %.
Расстояния от оборудования РУ и ПС до зданий ЗРУ и дру- гих технологических зданий и сооружений, до КБ, СТК, СК определя- ются исключительно технологическими требованиями.
Противопожарные разрывы от маслонаполненного обо- рудования с массой масла в единице оборудования 60 кг и более до производственных, жилых и общественных зданий должны быть не менее:
16 м – при степени огнестойкости этих зданий I, II;
20 м – при степени огнестойкости III;
24 м – при степени огнестойкости lV, V.
При установке у стен производственных зданий категорий Г и Д маслонаполненных трансформаторов с массой масла 60 кг и более, электрически связанных с оборудованием, установленным в этих зда- ниях, разрешаются расстояния менее указанных. При этом на рассто- янии от них более 10 м и вне пределов участков шириной Б (см. ри- сунок 6.2.13) пределы огнестойкости и классы пожарной опасности строительных конструкций не нормируются.
При расстоянии менее 10 м до трансформаторов в пределах участ- ков шириной б должны выполняться следующие требования:
до высоты д (до уровня ввода трансформаторов) окна не допу- скаются;
при расстоянии г менее 5 м и степенях огнестойкости зданий III–V стена здания со стороны трансформаторов должна быть выпол- нена противопожарной 1-го типа и возвышаться над кровлей, выпол- ненной из сгораемого материала, не менее чем на 0,6 м;
при расстоянии г менее 5 м и степенях огнестойкости зданий I–III, а также при расстоянии г 5 м и более без ограничения по ог- нестойкости на высоте от д до де допускается заполнение оконных проемов противопожарными окнами 1-го типа; выше де – должны быть установлены окна, открывающиеся внутрь здания, с проемами, снабженными снаружи металлическими сетками с ячейками не более 2525 мм;
при расстоянии г менее 5 м на высоте менее д, а при г 5 м и бо- лее – на любой высоте допускается устройство противопожарных две- рей 1-го типа;
вентиляционные приемные отверстия в стене здания при рас- стоянии г менее 5 м не допускаются; вытяжные отверстия с выбросом незагрязненного воздуха в указанном пределе допускаются на высо- те д с устройством противопожарных клапанов;
Первый вариант (д < 4 м)
е
A A
д
г
Допускается при г > 5 м
д
b a
A
Б=А+2в A–А
Допускается только при
г ≤ 5 м
Лестница
Площадка
Второй вариант (д > 4 м)
е
Б Б
Допускается при г > 5 м
д
д a д б в a в Б=а+2в Б=а+2в
Б–Б
Допускается только при
г ≤ 5 м
г
Лестница
Площадка
Обычное окно Противопожарные окна 1-го типа
Окно, открывающееся внутрь здания, с металличе- ской сеткой снаружи
Противопожарная дверь 1-го типа
Рисунок 6.2.13 – Требования к открытой установке маслонаполненных трансформаторов у зданий категорий Г и Д
– при расстоянии г от 5 до 10 м вентиляционные отверстия в ограж- дающих конструкциях кабельных помещений со стороны трансформа- торов на участке шириной б не допускаются.
Приведенные на рисунке 6.2.13 размеры а–г и А принимаются до наиболее выступающих частей трансформаторов на высоте не бо- лее 1,9 м от поверхности земли. При единичной мощности трансфор- маторов до 1,6 МВ·А расстояния в 1,5 м; е 8 м; более 1,6 MB·А – в 2 м; е 10 м. Расстояние б принимается по 6.2.13.8, расстояние г должно быть не менее 0,8 м.
Для предотвращения растекания масла и распростране- ния пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансфор- маторов, реакторов или выключателей с количеством масла более 1 т в единице должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники с соблюдением следующих требований:
а) габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформатора, реактора или выключателя не менее чем на 0,6 м при массе масла до 2 т; 1 м – при массе от 2 до 10 т; 1,5 м – при массе от 10 до 50 т; 2 м – при массе более 50 т. При этом габарит маслопри- емника может быть принят меньше на 0,5 м со стороны стены или пе- регородки, располагаемой от трансформатора, реактора или выклю- чателя на расстоянии менее 2 м;
б) объем маслоприемника следует рассчитывать на единовремен- ный прием 100 % масла, залитого в трансформатор, реактор или вы- ключатель;
в) устройство маслоприемников и маслоотводов должно исклю- чать переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой, рас- текание масла по кабельным и другим подземным сооружениям, рас- пространение пожара, засорение маслоотвода и забивку его снегом, льдом и т.п.;
г) маслоприемники под трансформаторы, реакторы или выключа- тели мощностью до 10 MB·А допускается выполнять без отвода мас- ла. Маслоприемники без отвода масла должны выполняться заглу- бленной конструкции и закрываться металлической решеткой, поверх которой должен быть насыпан слой чистого гравия, или промытого гранитного щебня толщиной не менее 0,25 м, или непористого щебня другой породы с частицами от 30 до 70 мм;
д) маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглу- бленными, так и незаглубленными (дно на уровне окружающей пла- нировки). При выполнении заглубленного маслоприемника устройство бортовых ограждений не требуется, если при этом обеспечивается объем маслоприемника, указанный в перечислении б);
е) маслоприемники с отводом масла могут выполняться:
с установкой металлической решетки на маслоприемнике, поверх которой насыпан гравий или щебень толщиной слоя 0,25 м;
без металлической решетки с засыпкой гравия на дно маслопри- емника толщиной слоя не менее 0,25 м.
Незаглубленный маслоприемник следует выполнять в виде борто- вых ограждений маслонаполненного оборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не более 0,5 м над уровнем окружающей планировки.
Дно маслоприемника (заглубленного и незаглубленного) должно иметь уклон не менее 0,005° в сторону приямка и должно быть за- сыпано чисто промытым гранитным (либо другой непористой поро- ды) гравием или щебнем фракцией от 30 до 70 мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25 м.
Верхний уровень гравия (щебня) должен быть не менее чем на 75 мм ниже верхнего края борта (при устройстве маслоприемников с бортовыми ограждениями) или уровня окружающей планировки (при устройстве маслоприемников без бортовых ограждений).
Допускается не проводить засыпку дна маслоприемников по всей площади гравием. При этом на системах отвода масла от трансфор- маторов (реакторов) следует предусматривать установку огнепрегра- дителей;
ж) при установке маслонаполненного электрооборудования на же- лезобетонном перекрытии здания (сооружения) устройство маслоот- вода является обязательным;
з) маслоотводы должны обеспечивать отвод из маслоприемника масла и воды, применяемой для тушения пожара АУВП, на безопас- ное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооруже- ний: 50 % масла и полное количество воды должны удаляться не бо- лее чем за 15 мин;
и) на ПС, не оборудованных АУВП, маслосборники должны вы- полняться закрытого типа и рассчитываться на единовременный прием 100 % объема масла, содержащегося в наибольшем по объ- ему масла трансформаторе, реакторе или выключателе.
На ПС, оборудованных АУВП, маслосборники должны выполняться закрытого типа и рассчитываться на прием 100 % объема масла, содер- жащегося в наибольшем по объему масла трансформаторе или реак- торе, и 80 % воды от АУВП из расчета орошения площади маслоприем- ника и площадей боковых поверхностей трансформатора или реактора с интенсивностью 0,2 л/см2 в течение 10 мин.
Удаление масла и воды из маслоприемника без отвода масла и маслосборника должно предусматриваться передвижным (пере- носным) насосным агрегатом. При этом рекомендуется выполнение простейшего устройства для проверки наличия масла (воды) в мас- лоприемнике.
Противопожарное водоснабжение ПС необходимо устра- ивать согласно [62].
КРУН, КТП в бетонной оболочке (КТПБ) и КТП проходные (КТПП) должны быть расположены на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки с выполнением около шкафов площадки для обслуживания.
Расположение устройства должно обеспечивать удобные выкаты- вание и транспортировку трансформаторов и выкатной части ячеек.
Дизель-генераторные установки следует размещать у глу- хих стен с пределом огнестойкости не менее EI 15 и классом пожар- ной опасности не ниже К1 или на расстоянии не менее 10 м от зданий III, IV степени огнестойкости и 15 м от зданий V степени огнестойкости.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Биологическая защита от воздействия электрических и магнитных полей
На ПС и в ОРУ 330 кВ и выше в зонах пребывания обслужи- вающего персонала (пути передвижения обслуживающего персонала, рабочие места) напряженность ЭП должна быть в пределах допусти- мых уровней, установленных ГОСТ 12.1.002.
На ПС и в РУ напряжением 1–20 кВ в местах пребывания обслуживающего персонала напряженность МП должна соответство- вать требованиям [63].
На ПС на рабочих местах, где напряженность ЭП выше 5 кВ/м, рекомендуется производить устройство защитных экранов.
В местах напряженности ЭП свыше 5 до 25 кВ/м допустимая продолжительность пребывания обслуживающего персонала без за- щитных экранов не должна превышать времени, указанного в [63].
На ПС и в ОРУ напряжением 330 кВ и выше в целях сниже- ния воздействия ЭП на персонал необходимо:
применять металлоконструкции ОРУ из оцинкованных, алюмини- рованных или алюминиевых элементов;
лестницы для подъема на траверсы металлических порталов располагать, как правило, внутри их стоек (лестницы, размещенные снаружи, должны быть огорожены экранирующими устройствами, обеспечивающими внутри допустимые уровни напряженности ЭП).
На ПС и в ОРУ 330 кВ и выше для снижения уровня напря- женности ЭП следует исключать соседство одноименных фаз в смеж- ных ячейках.
На ПС напряжением 330 кВ и выше производственные и складские здания следует размещать вне зоны влияния ЭП. Допу- скается их размещение в этой зоне при обеспечении экранирования
подходов ко входам в эти здания. Экранирование подходов, как прави- ло, не требуется, если вход в здание, расположенное в зоне влияния, находится с внешней стороны по отношению к токоведущим частям.
Производственные помещения, рассчитанные на постоянное пребывание персонала, не должны размещаться в непосредственной близости от токоведущих частей ЗРУ и других электроустановок, а так- же под и над токоведущими частями оборудования (например, токопро- водами), за исключением случаев, когда рассчитываемые уровни МП не превышают предельно допустимых значений.
Зоны пребывания обслуживающего персонала должны быть рас- положены на расстояниях от экранированных токопроводов и (или) шинных мостов, обеспечивающих соблюдение предельно допустимых уровней МП.
Токоограничивающие реакторы и выключатели не должны располагаться в соседних ячейках РУ 6–10 кВ.
При невозможности обеспечения этого требования между ячейка- ми токоограничивающих реакторов и выключателей должны устанав- ливаться стационарные ферромагнитные экраны.
Экранирование источников МП или рабочих мест при не- обходимости обеспечения допустимых уровней МП должно осущест- вляться посредством ферромагнитных экранов, толщина и ге- ометрические размеры которых следует рассчитывать по требуемому коэффициенту экранирования
Kэ Hв / Hдоп, (6.2.2)
где Hв – наибольшее возможное значение напряженности МП на экра- нируемом рабочем месте, А/м;
Hдоп 80 А/м – допустимое значение напряженности МП.
Для рабочих мест, где пребывание персонала по характеру и усло- виям выполнения работ является непродолжительным, Hдоп определя- ется исходя из требований ГОСТ 12.1.002.
Закрытые распределительные устройства и подстанции
Закрытые РУ и ПС могут располагаться как в отдельно сто- ящих зданиях, так и быть встроенными или пристроенными.
Размещение отдельно стоящих зданий ПС по отношению к произ- водственным, общественным и жилым зданиям должно соответство- вать требованиям [1], [4] и [64]. Расстояние от ПС до жилых зданий по условию обеспечения допустимых уровней шума, установленных [64], следует принимать по [61]. Должны быть соблюдены условия,
при которых обеспечивается защита населения от вредного воздей- ствия электрических и магнитных полей согласно [58].
Пристройка ПС к существующему зданию с использованием стены здания в качестве стены ПС допускается при условии принятия спе- циальных мер, предотвращающих нарушение гидроизоляции стыка, при осадке пристраиваемой ПС. Указанная осадка должна быть также учтена при креплении оборудования на существующей стене здания.
Дополнительные требования к сооружению встроенных и пристроенных ПС в жилых и общественных зданиях приведены в [1] и [64].
6.2.5.1, 6.2.5.2 (Измененная редакция, Изм. № 1)
В помещениях ЗРУ 35–220 кВ и в закрытых камерах транс- форматоров следует предусматривать стационарные устройства или возможность применения передвижных либо инвентарных грузо- подъемных устройств для механизации ремонтных работ и техниче- ского обслуживания оборудования.
В помещениях с КРУ следует предусматривать площадку для ре- монта и наладки выкатных элементов.
Закрытые РУ разных классов напряжений, как правило, следует размещать в отдельных помещениях. Это требование не рас- пространяется на КТП 35 кВ и ниже, а также на КРУЭ.
Допускается размещать РУ до 1 кВ в одном помещении с РУ выше 1 кВ при условии, что части РУ или ПС до 1 кВ и выше будут эксплу- атироваться одной организацией.
Помещения РУ, трансформаторов, преобразователей и т.п. долж- ны быть отделены от служебных и других вспомогательных помеще- ний (исключения см. в [8] (главы 4.3, 5.1, 7.5)).
При компоновке КРУЭ в ЗРУ рекомендуется предусма- тривать площадки обслуживания на разных уровнях в случае, если они не поставляются изготовителем.
Трансформаторные помещения и ЗРУ не допускается раз- мещать:
под помещениями производств с мокрым технологическим про- цессом, под душевыми, ванными и т.п.;
непосредственно над и под помещениями, в которых в пределах площади, занимаемой РУ или трансформаторными помещениями, одновременно может находиться более 50 человек в период более 1 ч. Это требование не распространяется на трансформаторные по- мещения с трансформаторами сухими или с негорючим наполнением, а также РУ для промышленных предприятий.
Расстояния в свету между неизолированными токоведу- щими частями разных фаз, от неизолированных токоведущих частей
до заземленных конструкций и ограждений, пола и земли, а также между неогражденными токоведущими частями разных цепей долж- ны быть не менее приведенных в таблице 6.2.7 (см. рисунки 6.2.14– 6.2.17).
Гибкие шины в ЗРУ следует проверять на их сближение под дей- ствием токов КЗ в соответствии с требованиями 6.2.3.10.
Рисунок 6.2.14 – Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз в ЗРУ и между ними и заземленными частями (см. таблицу 6.2.7)
Расстояния от подвижных контактов разъединителей в отключенном положении до ошиновки своей фазы, присоединен- ной ко второму контакту, должно быть не менее размера Ж по табли- це 6.2.7 (см. рисунок 6.2.16).
Неизолированные токоведущие части должны быть защи- щены от случайных прикосновений (помещены в камеры, ограждены сетками и т.п.).
При размещении неизолированных токоведущих частей вне камер и расположении их ниже размера Д по таблице 6.2.7 от пола они долж- ны быть ограждены. Высота прохода под ограждением должна быть не менее 1,9 м (см. рисунок 6.2.17).
ТКП 339-2022 (33240)
440
Таблица 6.2.7 – Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ (подстанций) 3–330 кВ, защищенных разрядниками, и ЗРУ 110–330 кВ, защищенных ограничителями перенапряжений1 (в знаменателе) (см. рисунки 6.2.14–6.2.17)
Номер рисунка
Наименование расстояния
Обозна- чение
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ
3
6
10
20
35
110
150
220
330
6.2.14
От токоведущих частей до за- земленных конструкций и частей зданий
Aф-з
65
90
120
180
290
700
600
1100
800
1700
1200
2400
2000
6.2.14
Между проводниками разных фаз
Aф-ф
70
100
130
200
320
800
750
1200
1050
1800
1600
2600
2200
6.2.15
От токоведущих частей до сплош- ных ограждений
Б
95
120
150
210
320
730
630
1130
830
1730
1230
2430
2030
6.2.16
От токоведущих частей до сетча- тых ограждений
В
165
190
220
280
390
800
700
1200
900
1800
1300
2500
2100
6.2.16
Между неогражденными токоведу- щими частями разных цепей
Г
2000
2000
2000
2200
2200
2900
2800
3300
3000
3800
3400
4600
4200
6.2.17
От неогражденных токоведущих частей до пола
Д
2500
2500
2500
2700
2700
3400
3300
3700
4200
3700
5000
6.2.17
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии
проезда транспорта под выводами
Е
4500
4500
4500
4750
4750
5500
5400
6000
5700
6500
6000
7200
6800
1 Ограничители перенапряжений имеют защитный уровень коммутационных перенапряжений «фаза-земля» 1,8 Uф.
ТКП 339-2022 (33240)
441
Окончание таблицы 6.2.7
Номер рисунка
Наименование расстояния
Обозна- чение
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ
3
6
10
20
35
110
150
220
330
6.2.16
От контакта и ножа разъедини-
Ж
80
110
150
220
350
900
850
1300
1150
2000
1800
3000
2500
теля в отключенном положении до ошиновки, присоединенной к
второму контакту
–
От неогражденных кабельных
–
2500
2500
–
–
–
3800
3200
4500
4000
5750
5300
7500
6500
выводов из ЗРУ до земли при вы-
ходе кабелей на опору или портал не на территории ОРУ и при
отсутствии проезда транспорта
под выводами
Рисунок 6.2.15 – Наименьшие расстояния, мм, между неизолированными токоведущими частями в ЗРУ и сплошными ограждениями (см. таблицу 6.2.7)
Токоведущие части, расположенные выше ограждений до высо- ты 2,3 м от пола, должны располагаться от плоскости ограждения на расстояниях, приведенных в таблице 6.2.7 для размера В (см. ри- сунок 6.2.16).
Аппараты, у которых нижняя кромка фарфора (полимерного ма- териала) изоляторов расположена над уровнем пола на высоте 2,2 м и более, разрешается не ограждать, если при этом выполнены назван- ные требования.
Применение барьеров в огражденных камерах не допускается.
Неогражденные неизолированные токоведущие части различных цепей, находящиеся на высоте, превышающей размер Д по таблице 6.2.7, должны быть расположены на таком расстоянии одна от другой, чтобы после отключения какой-либо цепи (например,
секции шин) было обеспечено ее безопасное обслуживание при на- личии напряжения в соседних цепях. В частности, расстояние между неогражденными токоведущими частями, расположенными с двух сторон коридора обслуживания, должно соответствовать размеру Г по таблице 6.2.7 (см. рисунок 6.2.16).
Сетчатое ограждение
Рис. 6.2.16 – Наименьшие расстояния, мм, от неизолированных токоведущих частей в ЗРУ до сетчатых ограждений и между неогражденными неизолированными токоведущими частями разных цепей (см. таблицу 6.2.7)
Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать удобное обслуживание установки и перемещение оборудования, причем она должна быть не менее (считая в свету между ограждени- ями): 1 м – при одностороннем расположении оборудования; 1,2 м – при двустороннем расположении оборудования.
В коридоре обслуживания, где находятся приводы выключателей или разъединителей, указанные размеры должны быть увеличены
соответственно до 1,5 и 2 м, при этом несъемные рычаги управления не должны входить в размер коридора обслуживания, а съемные могут входить. При длине коридора до 7 м допускается уменьшение ширины коридора при двустороннем обслуживании до 1,8 м.
Ширина коридора обслуживания КРУ с выкатными эле- ментами и КТП должна обеспечивать удобство управления, переме- щения и разворота оборудования и его ремонта.
При установке КРУ и КТП в отдельных помещениях ширину кори- дора обслуживания следует определять исходя из следующих требо- ваний:
при однорядной установке – длина наибольшей из тележек КРУ (со всеми выступающими частями) плюс не менее 0,6 м;
при двухрядной установке – длина наибольшей из тележек КРУ (со всеми выступающими частями) плюс не менее 0,8 м.
При наличии коридора с задней стороны КРУ и КТП для их осмо- тра ширина его должна быть не менее 0,8 м; допускаются отдельные местные сужения не более чем на 0,2 м.
При открытой установке КРУ и КТП в производственных помеще- ниях ширина свободного прохода должна определяться расположе- нием производственного оборудования, обеспечивать возможность транспортирования наиболее крупных элементов КРУ и КТП, в том числе КРУ с выкатными элементами, поставляемыми без тележек (при массе выкатного оборудования менее 20 кг), и в любом случае она должна быть не менее 1 м.
Высота помещения, как правило, должна быть не менее высоты КРУ, КТП, считая от шинных вводов, перемычек или выступающих ча- стей шкафов, плюс 0,8 м до потолка или 0,3 м до балок.
Допускается меньшая высота помещения, если при этом обеспе- чиваются удобство и безопасность замены, ремонта и наладки обо- рудования КРУ, КТП, шинных вводов и перемычек.
Расчетные нагрузки на перекрытия помещений по пути транспортировки электрооборудования должны приниматься с учетом массы наиболее тяжелого оборудования (например, трансформато- ра), а проемы должны соответствовать его габаритам.
При воздушных вводах в ЗРУ, КТП и закрытые ПС для слу- чая, когда вводы выходят не на территорию ОРУ и не пересекают про- ездов или мест, где возможно движение транспорта и т.п., расстояния от низшей точки провода до поверхности земли должны быть не ме- нее размера Е (см. таблицу 6.2.7, рисунок 6.2.17).
Рисунок 6.2.17 – Наименьшие расстояния, мм, от пола
до неогражденных неизолированных токоведущих частей и до нижней кромки фарфора изолятора и высота прохода в ЗРУ. Наименьшее расстояние от земли до неогражденных линейных выводов из ЗРУ вне территории ОРУ и при отсутствии проезда транспорта под выводами (см. таблицу 6.2.7)
При меньших расстояниях от провода до земли на соответству- ющем участке под вводом должно быть предусмотрено либо огражде- ние территории забором высотой 1,6 м, либо горизонтальное огражде- ние под вводом. При этом расстояние от земли до провода в плоскости забора должно быть не менее размера Е.
При воздушных вводах, пересекающих проезды или места, где воз- можно движение транспорта и т.п., расстояния от низшей точки прово- да до земли следует принимать в соответствии с 5.3.15.3 и 5.3.15.4.
При воздушных выводах из ЗРУ на территорию ОРУ указанные расстояния должны приниматься по таблице 6.2.5 для размера Г (см. рисунок 6.2.6).
Расстояния между смежными линейными выводами двух цепей должны быть не менее значений, приведенных в таблице 6.2.7 для раз- мера Д, если не предусмотрены перегородки между выводами сосед- них цепей.
На кровле здания ЗРУ в случае неорганизованного водостока над воздушными вводами следует предусматривать козырьки.
На крышах ЗРУ над воздушными вводами должны быть предусмо- трены ограждения высотой не менее 0,8 м, выходящие в плане не ме- нее чем по 0,5 м от осей крайних фаз. Вместо указанных огражде- ний допускается устройство над вводами козырьков тех же габаритов в плане.
Прокладку КЛ к установленному оборудованию в ЗРУ рекоменду- ется осуществлять через кабельные подполья или кабельные кана- лы. Элементы перекрытия кабельного подполья, канала и люк (люки) в перекрытии кабельного подполья, канала должны иметь предел ог- нестойкости и класс пожарной опасности, соответствующие степени огнестойкости здания (сооружения) согласно [4].
Выходы из РУ следует выполнять исходя из следующих требований:
при длине РУ до 7 м допускается один выход;
при длине РУ более 7 до 60 м должны быть предусмотрены два выхода по его концам; допускается располагать выходы из РУ на рас- стоянии до 7 м от его торцов;
при длине РУ более 60 м, кроме выходов по его концам, долж- ны быть предусмотрены дополнительные выходы с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания до выхода было не более 30 м.
Выходы могут быть выполнены наружу, на лестничную клетку или в другое производственное помещение, а также в другие отсеки РУ. Выходы следует выполнять с соблюдением требований [4].
Ворота камер с шириной створки более 1,5 м должны иметь калит- ку, если они используются для выхода персонала.
Полы помещений РУ рекомендуется выполнять по всей площади каждого этажа на одной отметке. Конструкция (или) покры- тия стен, полов и потолков должны исключать возможность образова- ния цементной пыли. Устройство порогов в дверях между отдельными помещениями и в коридорах не допускается (исключения изложены в 6.2.5.21, 6.2.5.24).
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Двери из РУ должны открываться в направлении выхода из помещений или наружу и иметь самозапирающиеся замки, откры- ваемые без ключа со стороны РУ.
Замки в дверях помещений РУ одного напряжения должны откры- ваться одним и тем же ключом; ключи от входных дверей РУ и других помещений не должны подходить к замкам камер, а также к замкам дверей в ограждениях электрооборудования.
Требование о применении самозапирающихся замков не распро- страняется на РУ городских и сельских распределительных электри- ческих сетей напряжением 10 кВ и ниже. Двери РУ таких сетей напря- жением 10 кВ и ниже должны запираться на встроенные механические замки.
КРУ и КТП собственных нужд электростанций и ПС долж- ны иметь ограждающие конструкции и перегородки, которые следует выполнять с соблюдением требований [4].
Допускается установка КРУ и КТП собственных нужд в технологи- ческих помещениях электростанций и ПС в соответствии с требовани- ями 6.2.6.7.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
В одном помещении РУ напряжением от 0,4 кВ и выше до- пускается установка до двух масляных трансформаторов мощностью до 0,63 МВ·А каждый, отделенных друг от друга и от остальной части помещения РУ перегородкой из негорючих материалов с пределом ог- нестойкости EI45 и высотой не менее высоты трансформатора, вклю- чая вводы высшего напряжения.
Аппараты, относящиеся к пусковым устройствам электро- двигателей, синхронных компенсаторов и т.п. (выключатели, пусковые реакторы, трансформаторы и т.п.), допускается устанавливать в об- щей камере без перегородок между ними.
Трансформаторы напряжения независимо от массы масла в них допускается устанавливать в огражденных камерах РУ. При этом в камере должен быть предусмотрен порог или пандус, рассчитанный на удержание полного объема масла, содержащегося в трансформа- торе напряжения.
Ячейки выключателей следует отделять от коридора об- служивания сплошными или сетчатыми ограждениями, а друг от дру- га – сплошными перегородками из негорючих материалов. Такими же перегородками или щитами эти выключатели должны быть отделены от привода.
Под каждым масляным выключателем с массой масла 60 кг и бо- лее в одном полюсе требуется устройство маслоприемника на полный объем масла в одном полюсе.
В закрытых отдельно стоящих, пристроенных и встроен- ных в производственные помещения ПС, в камерах трансформаторов и других маслонаполненных аппаратов с массой масла в одном баке до 600 кг при расположении камер на первом этаже с дверями, выхо- дящими наружу, маслосборные устройства не выполняются.
При массе масла или негорючего экологически безопасного ди- электрика в одном баке более 600 кг должен быть устроен маслопри- емник, рассчитанный на полный объем масла или на удержание 20 % масла с отводом в маслосборник.
Должны быть также предусмотрены меры против растекания мас- ла через кабельные сооружения.
При сооружении камер над подвалом, на втором этаже и выше (см. 6.2.6.4), а также при устройстве выхода из камер в ко- ридор под трансформаторами и другими маслонаполненными аппа- ратами должны выполняться маслоприемники одним из следующих способов:
а) при массе масла в одном баке (полюсе) до 60 кг выполняется порог или пандус для удержания полного объема масла;
б) при массе масла от 60 до 600 кг под трансформатором (аппа- ратом) выполняется маслоприемник, рассчитанный на полный объем масла, либо у выхода из камеры – порог или пандус для удержания полного объема масла;
в) при массе масла более 600 кг выполняются:
маслоприемник, вмещающий не менее 20 % полного объема масла трансформатора или аппарата, с отводом масла в маслосбор- ник. Маслоотводные трубы от маслоприемников под трансформато- рами должны иметь диаметр не менее 10 см. Со стороны маслопри- емников маслоотводные трубы должны быть защищены сетками. Дно маслоприемника должно иметь уклон 2 % в сторону приямка;
маслоприемник без отвода масла в маслосборник. В этом слу- чае маслоприемник должен быть перекрыт решеткой со слоем тол- щиной 25 см чисто промытого гранитного (либо другой непористой породы) гравия или щебня фракцией от 30 до 70 мм и рассчитан на полный объем масла; уровень масла – на 5 см ниже решетки. Верх- ний уровень гравия в маслоприемнике под трансформатором должен быть на 7,5 см ниже отверстия воздухоподводящего вентиляционного канала. Площадь маслоприемника должна превышать площадь осно- вания трансформатора или аппарата.
Вентиляция помещений трансформаторов и реакторов должна быть приточно-вытяжной и обеспечивать удаление избыт- ков выделяемого тепла при номинальной мощности установленно- го оборудования. При невозможности удаления избыточного теп- ла приточно-вытяжной вентиляцией с естественным побуждением
предусматривается механическая вентиляция. Производительность приточно-вытяжных вентиляционных установок и кратность воздухо- обменов определяются из расчета разности температур входящего в помещение и выходящего из него воздуха не более 15 °С при номи- нальной нагрузке оборудования и максимальной расчетной темпера- туре наружного воздуха.
В местах с низкими зимними температурами приточные и вытяж- ные вентиляционные отверстия должны быть снабжены утепленными клапанами, открываемыми извне.
Помещения КРУЭ и помещения для хранения баллонов с элегазом должны быть оборудованы аварийной вытяжной вентиля- цией с 8-кратным воздухообменом. Вытяжка должна осуществляться из нижней (2/3) и верхней (1/3) зон помещений. Аварийная вентиляция должна включаться автоматически от стационарного газосигнализато- ра или от технологических защит элегазового оборудования при выда- че сигнала о падении давления в баллонах с элегазом. Кроме аварий- ной необходимо предусматривать приточно-вытяжную вентиляцию с естественным побуждением в объеме однократного воздухообмена.
Помещения РУ, содержащие оборудование, заполненное маслом или компаундом, должны быть оборудованы аварийной вытяж- ной вентиляцией, рассчитанной на 5-кратный воздухообмен, включае- мой извне и не связанной с другими вентиляционными устройствами.
Для помещений с элегазовым оборудованием, а также оборудо- ванием, заполненным маслом или компаундом, находящихся выше уровня земли, как правило, достаточно естественной вентиляции, обеспечивающей однократный обмен воздуха в течение 1 ч. Приточ- но-вытяжная вентиляция с принудительным побуждением (аварий- ная) в ЗРУ необходима, если объем элегаза (при давлении 101,3 кПа) в самом большом отсеке аппаратов превышает 10 % от объема по- мещения.
Контроль концентрации элегаза в помещении ЗРУ и трансформа- торных камерах должен осуществляться с помощью датчиков, уста- навливаемых на высоте 10–15 см от уровня пола не менее чем в двух местах помещения с наибольшей вероятностью скопления элегаза.
Помещения, где возможны утечки элегаза, должны быть специаль- но отмечены плакатом, и вход в них ограничен. Курение в помещениях с элегазовым оборудованием запрещено, о чем должны предупреж- дать соответствующие надписи или знаки.
Проходы в ограждающих конструкциях зданий и помеще- ний после прокладки токопроводов и других коммуникаций следует выполнять с соблюдением требований [4].
Прочие отверстия в наружных стенах для предотвраще- ния проникновения животных и птиц должны быть защищены сетками или решетками с ячейками размером 1010 мм.
Данное требование не распространяется на камеры силовых трансформаторов мощностью от 10 МВА подстанций закрытого типа.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Перекрытия кабельных каналов и двойных полов должны быть выполнены съемными плитами из негорючих материалов вро- вень с чистым полом помещения. Масса отдельной плиты перекрытия должна быть не более 50 кг.
Прокладка в камерах аппаратов и трансформаторов тран- зитных кабелей и проводов, как правило, не допускается. В исключи- тельных случаях допускается прокладка их в трубах или в противо- пожарном коробе (канале) с пределом огнестойкости не менее EI45.
Электропроводки освещения и цепей управления и измерения, расположенные внутри камер или находящиеся вблизи неизолиро- ванных токоведущих частей, могут быть допущены лишь в той мере, в какой это необходимо для осуществления присоединений (напри- мер, к измерительным трансформаторам).
Прокладка в помещения РУ относящихся к ним (не тран- зитных) трубопроводов отопления допускается при условии приме- нения цельных сварных труб без вентилей и т.п., а вентиляционных сварных коробов – без задвижек и других подобных устройств. До- пускается также транзитная прокладка трубопроводов отопления при условии, что каждый трубопровод заключен в сплошную водоне- проницаемую оболочку.
При выборе схемы РУ, содержащего элегазовые аппара- ты, следует применять более простые схемы, чем в РУ с воздушной изоляцией.
Внутрицеховые распределительные устройства и трансформаторные подстанции
Требования, приведенные в 6.2.6.2–6.2.6.6, учитывают осо- бенности внутрицеховых РУ и ПС напряжением до 35 кВ промышлен- ных предприятий, которые должны также отвечать другим требовани- ям настоящего раздела в той мере, в какой они не изменены.
Распределительные устройства и ПС, специальные электроуста- новки промышленных предприятий, в том числе во взрыво- и пожаро- опасных зонах, электротермические установки должны также отвечать требованиям соответствующих разделов.
Внутрицеховые РУ и ПС с маслонаполненным оборудова- нием могут размещаться на первом этаже в основных и вспомогатель-
ных помещениях, которые согласно противопожарным требованиям отнесены к категории Г или Д, в зданиях I и II степеней огнестойкости как открыто, так и в отдельных помещениях (см. 6.2.6.4 и 6.2.6.5).
Распределительные устройства и ПС без маслонаполненного обору- дования могут размещаться в помещениях категорий В1–В4, Г2 или Д.
На ПС могут быть установлены сухие, с негорючим экологически чистым диэлектриком или масляные трансформаторы.
В обоснованных случаях допускается в производственных зда- ниях I и II степеней огнестойкости предусматривать выкатку внутрь помещений сухих трансформаторов, трансформаторов с негорючим диэлектриком, а также масляных трансформаторов с массой масла не более 6,5 т при условии выкатки и транспортировки их до ворот цеха предприятия не через взрывоопасные или пожароопасные зоны.
Под каждым трансформатором и аппаратом с массой мас- ла или жидкого диэлектрика 60 кг и более должен быть устроен мас- лоприемник в соответствии с требованиями 6.2.5.24 – как для транс- форматоров и аппаратов с массой масла более 600 кг.
Внутрицеховые, пристроенные и встроенные ПС, в том чис- ле КТП, установленные в отдельном помещении или открыто в произ- водственном помещении, должны отвечать следующим требованиям:
ПС (в том числе КТП) с масляными трансформаторами и закры- тые камеры с масляными трансформаторами разрешается устанавли- вать только на первом этаже основных и вспомогательных помещений производств, отнесенных к категории Г или Д, в зданиях I и II степеней огнестойкости;
расстояния между отдельными помещениями разных ПС или между закрытыми камерами масляных трансформаторов не нор- мируются;
ограждающие конструкции помещения внутрицеховой или встро- енной ПС, в которой устанавливаются КТП с масляными трансформа- торами, а также закрытых камер масляных трансформаторов должны быть выполнены из негорючих материалов и иметь предел огнестой- кости не менее REI (EI) 45;
для ПС с трансформаторами сухими или с негорючим экологиче- ски чистым диэлектриком единичная или суммарная мощность транс- форматоров, их количество, расстояния между ними, расстояния меж- ду ПС, этаж установки не ограничиваются.
Допускается пристраивать и встраивать ПС, в том числе КТП с мас- ляными трансформаторами, и закрытые камеры с масляными транс- форматорами в помещения категорий В1–В4 при условии отделения помещения ПС от производственного помещения противопожарными перегородками и перекрытиями в соответствии с требованиями [4].
Вентиляция ПС, размещаемых в отдельных помещениях, должна отвечать требованиям 6.2.5.25–6.2.5.27.
При устройстве вентиляции камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), размещаемых в производственных помещениях с нормаль- ной средой, разрешается забирать воздух непосредственно из цеха.
Для вентиляции камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), размещаемых в помещениях пыльных или с воздухом, содержащим проводящие или разъедающие смеси, воздух должен забираться извне либо очищаться фильтрами. Система вентиляции должна предотвра- щать подсос неочищенного воздуха из производственного помещения.
В зданиях с негорючими перекрытиями отвод воздуха из камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), сооружаемых внутри цеха, допускается непосредственно в цех.
В зданиях с трудногорючими перекрытиями отвод воздуха из камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), сооружаемых внутри цеха, должен проводиться по вытяжным шахтам, выведенным выше кровли здания не менее чем на 1 м.
Полы внутрицеховых, встроенных и пристроенных ПС должны быть не ниже уровня пола цеха.
Открыто размещенные в цеху КТП и КРУ должны иметь сет- чатые ограждающие конструкции. Внутри ограждений должны быть предусмотрены проходы шириной не менее указанных в 6.2.5.11.
Как правило, КТП и КРУ следует размещать в пределах мертвой зоны работы цеховых подъемно-транспортных механизмов. При рас- положении ПС и РУ в непосредственной близости от путей проезда внутрицехового транспорта, движения подъемно-транспортных меха- низмов должны быть приняты меры для защиты ПС и РУ от случайных повреждений (отбойные устройства, световая сигнализация и т.п.).
Комплектные, столбовые, мачтовые трансформаторные подстанции, сетевые секционирующие пункты и реклоузеры
Требования, приведенные в 6.2.7.2–6.2.7.11, отражают особенности комплектных, столбовых, мачтовых трансформаторных подстанций наружной установки с высшим напряжением до 35 кВ и низшим напряжением до 1 кВ, а также ССП напряжением до 35 кВ и не относятся к КТП внутреннего обслуживания.
Во всем остальном, что не оговорено в 6.2.7.1–6.2.7.11, следует руководствоваться другими требованиями 6.2.
Присоединение трансформатора к сети высшего напряже- ния должно осуществляться при помощи:
а) предохранителей и разъединителя (выключателя нагрузки);
б) комбинированного аппарата «предохранитель-разъединитель» с видимым разрывом цепи;
в) управляемых интеллектуальных разъединителей, отключающих поврежденный участок сети в бестоковую паузу цикла АПВ;
г) реклоузеров.
Управление коммутационным аппаратом должно осуществляться с поверхности земли. Привод коммутационного аппарата должен за- пираться на замок. Коммутационный аппарат должен иметь заземли- тели со стороны трансформатора.
Коммутационный аппарат МТП и СТП, как правило, должен устанавливаться на концевой (или ответвительной) опоре ВЛ.
Коммутационный аппарат КТП и ССП может устанавливаться как на концевой (ответвительной) опоре ВЛ, так и внутри КТП и ССП.
На ПС, ССП и реклоузерах без ограждения расстояние по вертикали от поверхности земли до неизолированных токоведущих частей при отсутствии движения транспорта под выводами должно быть не менее 3,5 м для напряжений до 1 кВ, а для напряжений 10 (6) и 35 кВ – по таблице 6.2.7 (размер Е).
На ПС, ССП и реклоузерах с ограждением высотой не менее 1,8 м указанные расстояния до неизолированных токоведущих частей на- пряжением 10 (6) и 35 кВ могут быть уменьшены до размера Г, приве- денного в таблице 6.2.5. При этом в плоскости ограждения расстояние от ошиновки до кромки внешнего забора должно быть не менее раз- мера Д, указанного в той же таблице.
При воздушных вводах, пересекающих проезды и места, где воз- можно движение транспорта, расстояние от низшего провода до зем- ли следует принимать в соответствии с 5.3.15.3, 5.3.15.4.
При установке реклоузеров в ОРУ допускается принимать расстоя- ния по вертикали от поверхности земли до неизолированных токоведу- щих частей напряжением 10 (6) и 35 кВ в соответствии с размерами Г, указанными в таблице 6.2.5. Применяемые на реклоузерах несущие конструкции (в том числе железобетонные или металлические стойки) должны быть выбраны и установлены в соответствии с 6.2.2.1.
Для обслуживания МТП на высоте не менее 3 м должна быть оборудована площадка с перилами. Для подъема на площад- ку рекомендуется применять лестницы с устройством, запрещающим подъем по ней при включенном коммутационном аппарате.
Для СТП устройство площадок и лестниц не обязательно.
Части МТП, остающиеся под напряжением при отключен- ном коммутационном аппарате, должны находиться вне зоны досяга- емости (см. 4.3.11) с уровня площадки. Отключенное положение аппа- рата должно быть видно с площадки.
Со стороны низшего напряжения трансформатора рекомен- дуется устанавливать аппарат, обеспечивающий видимый разрыв.
Электропроводка в МТП и СТП между трансформатором и низковольтным щитом, а также между щитом и ВЛ низшего напряже- ния должна быть защищена от механических повреждений и выпол- няться в соответствии с требованиями, приведенными в 4.3.11.
Для ПС мощностью 0,25 МВ·А и менее допускается не пред- усматривать освещение низковольтного щита.
По условиям пожарной безопасности ПС (СТП, МТП) с раз- мещением трансформаторов вне оболочки ПС должны быть располо- жены на расстоянии:
а) с маслонаполненными трансформаторами:
не менее 3 м – от стен зданий I или II степеней огнестойкости;
не менее 5 м – от стен зданий lll степени огнестойкости;
не менее 7,5 м – от стен зданий lV или V степеней огнестойкости; б) с сухими трансформаторами с классами воспламеняемости F
по [65]:
для F1 – на расстоянии 1,5 м до стен зданий;
для F0 – расстояние не нормируется.
Если ПС (СТП, МТП) размещаются с меньшим расстоянием, должны быть предусмотрены специальные огнепреграждающие кон- струкции высотой, определяемой верхней точкой бака (кожуха) транс- форматора, и длиной не менее ширины (длины) трансформатора в за- висимости от способа его установки.
Комплектные ПС с трансформаторами, установленными внутри металлического или бетонного корпуса ПС, которые размещаются на фундаменте, должны быть расположены на расстояниях от наруж- ных стен зданий, определяемых по [4] (подраздел 9.2).
В местах возможного наезда транспорта ПС должны быть защищены отбойными тумбами.
Защита от грозовых перенапряжений
Защита от грозовых перенапряжений РУ и ПС осуществляется:
от прямых ударов молнии – стержневыми и тросовыми молние- отводами;
от набегающих волн с отходящих линий – защитными аппара- тами, устанавливаемыми на подходах и в РУ, к которым относятся разрядники вентильные, ограничители перенапряжений, разрядники трубчатые и защитные искровые промежутки.
Ограничители перенапряжений, остающиеся напряжения которых при номинальном разрядном токе не более чем на 10 % ниже оста-
ющегося напряжения РВ или среднего пробивного напряжения РТ или ИП, называются далее соответствующими.
Открытые РУ и ПС 35–750 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии.
Здания закрытых РУ и ПС следует защищать от прямых ударов молнии.
Защиту зданий закрытых РУ и ПС, имеющих металлические покры- тия кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий. При на- личии железобетонной кровли и непрерывной электрической связи от- дельных ее элементов защита выполняется заземлением арматуры кровли.
Защиту зданий закрытых РУ и ПС, крыша которых не имеет метал- лических или железобетонных покрытий с непрерывной электрической связью отдельных ее элементов, следует выполнять стержневыми молниеотводами либо укладкой молниеприемной сетки непосред- ственно на крыше зданий.
При установке стержневых молниеотводов на защищаемом зда- нии от каждого молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов по противоположным сторонам здания.
Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной про- волоки диаметром 6–8 мм и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючих утеплителя или гидроизоляции. Сетка долж- на иметь ячейки площадью не более 150 м2 (например, 1212 м). Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Токоотводы, соединяющие молниеприемную сетку с заземляющим устройством, должны быть проложены не реже чем через каждые 25 м по периметру здания.
В качестве токоотводов следует использовать металлические и же- лезобетонные (при наличии хотя бы части ненапряженной арматуры) конструкции зданий. При этом должна быть обеспечена непрерывная электрическая связь от молниеприемника до заземлителя. Металли- ческие элементы здания (трубы, вентиляционные устройства и пр.) следует соединять с металлической кровлей или молниеприемной сеткой.
При расчете числа обратных перекрытий на опоре следует учиты- вать увеличение индуктивности опоры пропорционально отношению расстояния по токоотводу от опоры до заземления к расстоянию от за- земления до верха опоры.
При вводе в закрытые РУ и ПС ВЛ через проходные изоляторы, расположенные на расстоянии менее 10 м от токопроводов и дру- гих связанных с ним токоведущих частей, указанные вводы должны быть защищены РВ или соответствующими ОПН. При присоединении к магистралям заземления ПС на расстоянии менее 15 м от силовых трансформаторов необходимо выполнение условий 6.2.8.4
Для расположенных на территории ПС электролизных зданий, по- мещений для хранения баллонов с водородом и установок с ресиве- рами водорода молниеприемная сетка должна иметь ячейки площа- дью не более 36 м2 (например, 66 м).
Защита зданий и сооружений, в том числе взрыво- и пожаро- опасных, а также труб, расположенных на территории электростан- ции, осуществляется в соответствии с технической документацией, утвержденной в установленном порядке.
Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на конструк- циях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать за- щитное действие высоких объектов, которые являются молниеприем- никами (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т.п.).
На конструкциях ОРУ 110 кВ и выше стержневые молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 1000 Омм – независимо от площади за- земляющего устройства ПС; более 1000 до 2000 Омм – при площади заземляющего устройства ПС 10 000 м2 и более.
Установка молниеотводов на конструкциях ОРУ 35 кВ допуска- ется при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 500 Омм – независимо от площади заземляющего устрой- ства ПС; более 500 Омм – при площади заземляющего устройства ПС 10 000 м2 и более.
От стоек конструкций ОРУ 35 кВ и выше с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземле- ния не менее чем в трех направлениях. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°. Кроме того, должен быть установ- лен как минимум один вертикальный заземлитель (электрод) длиной не менее 5 м на каждом направлении на расстоянии не менее длины электрода от места присоединения стойки с молниеотводом к маги- страли заземления. При необходимости допускается установка допол- нительного вертикального электрода непосредственно в месте присо- единения стойки с молниеотводом к магистрали заземления.
Если зоны защиты стержневых молниеотводов не закрывают всю территорию ОРУ, дополнительно используют тросовые молниеотво- ды, расположенные над ошиновкой.
Гирлянды подвесной изоляции на порталах ОРУ 20 и 35 кВ с тросо- выми или стержневыми молниеотводами, а также на концевых опорах ВЛ должны иметь следующее количество изоляторов:
а) на порталах ОРУ с молниеотводами:
не менее шести изоляторов при расположении вентильных раз- рядников или соответствующих им по уровню остающихся напряже-
ний ОПН не далее 15 м по магистралям заземляющего устройства от места присоединения к нему;
не менее семи изоляторов в остальных случаях; б) на концевых опорах:
не менее семи изоляторов при подсоединении к порталам тро- са ПС;
не менее восьми изоляторов, если трос не заходит на конструк- ции ПС и при установке на концевой опоре стержневого молниеотвода.
Число изоляторов на ОРУ 35 кВ и концевых опорах должно быть увеличено, если это требуется по условиям приложения Б.
При установке молниеотводов на концевых опорах ВЛ 110 кВ и выше специальных требований к выполнению гирлянд изоляторов не предъявляется. Установка молниеотводов на концевых опорах ВЛ 3–20 кВ не допускается.
Расстояние по воздуху от конструкций ОРУ, на которых установ- лены молниеотводы, до токоведущих частей должно быть не менее длины гирлянды.
Расстояние в земле между точкой заземления молниеотвода и точ- кой заземления нейтрали или бака трансформатора должно быть не менее 3 м.
На трансформаторных порталах, порталах шунтирую- щих реакторов и конструкциях ОРУ, удаленных от трансформаторов или реакторов по магистралям заземления на расстояние менее 15 м, молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон не более 350 Ом·м с соблюде- нием следующих условий:
непосредственно на всех выводах обмоток 6–35 кВ трансформа- торов или на расстоянии не более 5 м от них по ошиновке, включая ответвления к защитным аппаратам, должны быть установлены соот- ветствующие ОПН 6–35 кВ или РВ;
должно быть обеспечено растекание тока молнии от стойки кон- струкции с молниеотводом не менее чем по трем направлениям. Реко- мендуемый угол между направлениями – не менее 90°;
на каждом направлении на расстоянии 3–5 м от стойки с молние- отводом должно быть установлено по одному вертикальному электро- ду длиной не менее 5 м;
на ПС с высшим напряжением 35 кВ при установке молниеотвода на трансформаторном портале сопротивление заземляющего устрой- ства не должно превышать 4 Ом без учета естественных заземлителей;
заземляющие проводники РВ или ОПН и силовых трансфор- маторов рекомендуется присоединять к заземляющему устройству ПС поблизости друг от друга или выполнять их так, чтобы место при- соединения РВ или ОПН к заземляющему устройству находилось
между точками присоединения заземляющих проводников портала с молниеотводом и трансформатора. Заземляющие проводники из- мерительных трансформаторов тока необходимо присоединить к за- земляющему устройству РУ в наиболее удаленных от заземления РВ или ОПН местах.
Защиту от прямых ударов молнии ОРУ следует, по возможно- сти, выполнять отдельно стоящими молниеотводами, установленными по периметру ПС. Молниеотводы необходимо предусматривать на мак- симальном удалении от зданий ОПУ, ГЩУ, РЩ. Отдельно стоящие мол- ниеотводы должны иметь обособленные заземлители с сопротивлени- ем не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА.
Расстояние S3, м, между обособленным заземлителем молниеот- вода и заземляющим устройством ОРУ (ПС) должно быть равным (но не менее 3 м):
S3 > 0,2Ru, (6.2.3)
где Ru – импульсное сопротивление заземления, Ом, отдельно стоя- щего молниеотвода.
Расстояние по воздуху Sв.о, м, от отдельно стоящего молниеот- вода с обособленным заземлителем до токоведущих частей, зазем- ленных конструкций и оборудования ОРУ (ПС) должно быть равным (но не менее 5 м):
Sв.о > 0,12Ru 0,1H, (6.2.4)
где Н – высота рассматриваемой точки на токоведущей части или оборудовании над уровнем земли, м.
Заземлители отдельно стоящих молниеотводов в ОРУ могут быть присоединены к заземляющему устройству ОРУ (ПС) при соблюдении указанных в 6.2.8.2 условий установки молниеотводов на конструк- циях ОРУ. Место присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ПС должно быть удалено по магистралям заземления на расстояние не менее 15 м от места присоединения к нему трансформатора (реактора), конструкций КРУН 6–10 кВ и зданий ОПУ, ГЩУ, РЩ. В месте присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ОРУ 35–150 кВ магистрали заземления должны быть выполнены не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлени- ями – не менее 90°.
Заземлители молниеотводов, установленных на прожекторных мачтах, должны быть присоединены к заземляющему устройству ПС.
В случае несоблюдения условий, указанных в 6.2.8.2, дополнительно к общим требованиям присоединения заземлителей отдельно стоя- щих молниеотводов должны быть соблюдены следующие требования:
в радиусе 5 м от молниеотвода следует установить три верти- кальных электрода длиной не менее 5 м;
если расстояние по магистрали заземления от места присоеди- нения заземлителя молниеотвода к заземляющему устройству до ме- ста присоединения к нему трансформатора (реактора) превышает 15 м, но менее 40 м, то на выводах обмоток напряжением до 35 кВ трансформатора должны быть установлены РВ или ОПН.
Расстояние по воздуху Sв.с отдельно стоящего молниеотвода, за- землитель которого соединен с заземляющим устройством ОРУ (ПС), до токоведущих частей должно составлять
Sв.с > 0,1H m, (6.2.5)
где H – высота токоведущих частей над уровнем земли, м; m – длина гирлянды изоляторов, м.
Тросовые молниеотводы ВЛ 110 кВ и выше, как правило, следует присоединять к заземленным конструкциям ОРУ (ПС).
От стоек конструкций ОРУ 110–750 кВ, к которым присоединены тросовые молниеотводы, должны быть выполнены магистрали за- земления не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°. В радиусе 5 м от стойки кон- струкции, к которой присоединены тросовые молниеотводы, следует установить три вертикальных электрода длиной не менее 5 м.
Тросовые молниеотводы, защищающие подходы ВЛ 35 кВ, разреша- ется присоединять к заземленным конструкциям ОРУ при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 750 Омм – незави- симо от площади заземляющего контура ПС; более 750 Омм – при пло- щади заземляющего контура ПС 10 000 м2 и более.
От стоек конструкций ОРУ 35 кВ, к которым присоединены тросо- вые молниеотводы, магистрали заземления должны быть выполнены не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°. Кроме того, на каждом направлении должно быть установлено по одному вертикальному электроду дли- ной не менее 5 м на расстоянии не менее 3–5 м. Сопротивление за- землителей концевых опор ВЛ напряжением 35 кВ не должно превы- шать 10 Ом.
Тросовые молниеотводы на подходах ВЛ 35 кВ к тем ОРУ, к кото- рым не допускается их присоединение, должны заканчиваться на бли- жайшей к ОРУ опоре. Первый от ОРУ бестросовый пролет этих ВЛ
должен быть защищен стержневыми молниеотводами, устанавливае- мыми на ПС, опорах ВЛ или около ВЛ.
Гирлянды изоляторов на порталах ОРУ 35 кВ и на концевых опорах ВЛ 35 кВ следует выбирать в соответствии с 6.2.8.2.
Устройство и защита подходов ВЛ к ОРУ и ПС должны отве- чать требованиям, приведенным в 6.2.8.6, 6.2.8.10–6.2.8.14, 6.2.8.20– 6.2.8.24.
Не допускается установка молниеотводов на конструкциях:
трансформаторов, к которым открытыми токопроводами присо- единены вращающиеся машины;
опор открытых токопроводов, если к ним присоединены враща- ющиеся машины.
Порталы трансформаторов и опоры открытых токопроводов, свя- занных с вращающимися машинами, должны входить в зоны защиты отдельно стоящих или установленных на других конструкциях мол- ниеотводов.
Указанные требования относятся и к случаям соединения откры- тых токопроводов с шинами РУ, к которым присоединены вращающие- ся машины.
При использовании прожекторных мачт, мачт радиосвя- зи в качестве молниеотводов или порталов с молниеприемниками либо присоединенными грозотросами с устройством на них систем освещения ОРУ электропроводку к ним следует выполнять кабелями с металлической оболочкой в стальной трубе, металлических коро- бах или металлорукавах либо кабелями без металлической оболочки в алюминиевой трубе.
Около конструкции с молниеотводом эти кабели должны быть про- ложены в металлических трубах в земле на протяжении 5–10 м. Трубы должны по концам присоединяться к заземляющему устройству ПС. Конец трубы, удаленный от мачты, присоединяется к вертикальному заземлителю длиной 5 м.
В месте ввода кабелей в здание металлическая оболочка кабе- лей, броня должны быть соединены с заземляющим устройством ПС, а также должны быть предусмотрены устройства защиты от импульс- ных перенапряжений уровня I. При горизонтальном эквивалентном сопротивлении земли, равном произведению длины кабеля от кон- струкции с молниеотводом до здания на удельное сопротивление земли, меньшее 450 Омм2, рекомендуется применять УЗИП I уровня с параметром максимального разрядного тока Iмакс ≥ 150 кА. При гори-
зонтальном эквивалентном сопротивлении земли 450–700 Омм2 ре-
комендуется применять УЗИП I уровня с параметром максимального разрядного тока 50 кА ≤ Iмакс ≤ 100 кА. При горизонтальном эквива- лентном сопротивлении земли более 700 Омм2, а также при удель-
ном сопротивлении земли более 350 Омм или при удаленности мачты от здания более чем на 15 м рекомендуется применять УЗИП I уровня с параметром максимального разрядного тока Iмакс ≤ 50 кА.
В месте ввода кабелей на щит собственных нужд должны быть
предусмотрены устройства защиты от импульсных перенапряжений уровня II.
Защита ВЛ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии на под- ходах к РУ (ПС) выполняется тросовыми молниеотводами в соответ- ствии с таблицей 6.2.8.
На каждой опоре подхода, за исключением случаев, предусмотрен- ных в 5.3.9.7, трос должен быть присоединен к заземлителю опоры.
Если выполнение заземлителей с требуемыми сопротивлениями заземления оказывается невозможным, необходимо использовать следующие способы его снижения:
применение горизонтальных заземлителей, прокладываемых вдоль оси ВЛ и соединяющих ЗУ соседних опор ВЛ (заземлителей- противовесов). При этом в случае применения заземлителей-противо- весов на ВЛ с подвешиваемым на ней ОКГТ необходимо выполнять проверку ОКГТ на термическую стойкость в режиме однофазного КЗ;
применение глубинных вертикальных заземлителей длиной до 30 м.
В особо гололедных районах и в районах с эквивалентным удель- ным сопротивлением земли более 1000 Ом·м допускается выполнение защиты подходов ВЛ к РУ (ПС) отдельно стоящими стержневыми мол- ниеотводами, сопротивление заземлителей которых не нормируется.
В районах, имеющих не более 60 грозовых часов в году, допускается не выполнять защиту тросом подхода ВЛ 35 кВ к ПС 35 кВ с двумя трансформаторами мощностью до 1,6 МВ·А каж- дый или с одним трансформатором такой же мощностью с наличием резервного питания.
При этом опоры подхода ВЛ к ПС на длине не менее 0,5 км долж- ны иметь заземлители с сопротивлением, указанным в таблице 6.2.8. При выполнении ВЛ на деревянных опорах, кроме того, требуется на подходе длиной 0,5 км присоединять крепления изоляторов к зазем- лителю опор и устанавливать комплект трубчатых разрядников на пер- вой опоре подхода со стороны ВЛ. Расстояние между РВ или соответ- ствующими ОПН и трансформатором должно быть не более 10 м.
При отсутствии резервного питания на ПС с одним трансформа- тором мощностью до 1,6 MB·А подходы ВЛ 35 кВ к ПС должны быть защищены тросом на длине не менее 0,5 км.
ТКП 339-2022 (33240)
462
Таблица 6.2.8 – Защита ВЛ от прямых ударов молнии на подходах к РУ и подстанциям
Номи- нальное напря- жение ВЛ, кВ
Подходы ВЛ на опорах с горизонтальным расположением проводов
Подходы ВЛ на опорах
с негоризонтальным расположением проводов
Наибольшее допустимое сопротивление заземляющего устройства опор, Ом, при эквивалентном удельном сопротивле- нии земли, Ом·м**
Длина защищен- ного подхода, км*
Кол-во тросов, шт.
Защитный угол троса, град.
Длина за- щищенного подхода, км*
Кол-во тросов, шт.
Защитный угол троса, град.
До 100
Более 100
до 500
Более 500
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
35
1–2
2
30
1–2
1–2
30
10
15
20
110
1–3
2
20***
1–3
1–2
20***
10
15
20 4*
150
2–3
2
20***
2–3
1–2
20***
10
15
20 4*
220
2–3
2
20
2–3
2
20***
10
15
20 4*
330
2–4
2
20
2–4
2
20
10
15
20 4*
750
4–5
2
20–22
–
–
–
10
15
20 4*
* Выбор длины защищаемого подхода производится с учетом таблиц 6.2.10–6.2.13.
** На подходах ВЛ 110–330 кВ с двухцепными опорами заземляющие устройства опор рекомендуется выполнять с сопротивлением вдвое меньшим указанного в таблице 6.2.8.
*** На железобетонных опорах допускается угол защиты до 30°.
4* Для опор с горизонтальным расположением проводов, устанавливаемых в земле с эквивалентным удельным сопротивлением более 1000 Ом·м, допускается сопротивление заземляющего устройства 30 Ом.
На первой опоре подхода ВЛ 35–220 кВ к ПС, считая со сто- роны линии, должен быть установлен комплект трубчатых разрядников (РТ1) или соответствующих защитных аппаратов в следующих случаях:
линия по всей длине, включая подход, построена на деревянных опорах;
линия построена на деревянных опорах, подход линии – на ме- таллических или железобетонных;
на подходах ВЛ 35 кВ на деревянных опорах к ПС 35 кВ защита выполняется в соответствии с 6.2.8.22.
Установка РТ1 в начале подходов ВЛ, построенных по всей длине на металлических или железобетонных опорах, не требуется.
Сопротивления заземляющего устройства опор с разрядниками или ОПН должны быть не более 10 Ом при удельном сопротивле- нии земли не выше 1000 Омм и не более 15 Ом при более высо- ком удельном сопротивлении. На деревянных опорах заземляющие спуски от этих аппаратов должны быть проложены по двум стойкам или с двух сторон одной стойки.
На ВЛ 35–110 кВ, которые имеют защиту тросом не по всей длине и в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, как правило, следует устанавливать комплект трубчатых разрядников (РТ2) или соответствующих защитных аппаратов на входных порта- лах или на первой от ПС опоре того конца ВЛ, который может быть отключен. При наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения вместо РТ2 должны быть установлены РВ или соответ- ствующие ОПН.
Расстояние от РТ2 до отключенного конца линии (аппарата) долж- но быть не более 60 м для ВЛ 110 кВ и не более 40 м для ВЛ 35 кВ.
На ВЛ, работающих на пониженном относительно класса изоляции напряжении, на первой опоре защищенного подхода ее к ПС, считая со стороны линии, то есть на расстоянии от ПС, определяе- мом таблицами 6.2.10–6.2.12 в зависимости от удаления РВ или ОПН от защищаемого оборудования, должны быть установлены РТ или ИП класса напряжения, соответствующего рабочему напряжению линии.
Допускается устанавливать защитные промежутки или шунтиро- вать перемычками часть изоляторов в гирляндах на нескольких смеж- ных опорах (при отсутствии загрязнения изоляции). Число изоляторов в гирляндах, оставшихся незашунтированными, должно соответство- вать рабочему напряжению.
На ВЛ с изоляцией, усиленной по условию загрязнения атмосфе- ры, если начало защищенного подхода к ПС в соответствии с табли- цами 6.2.10–6.2.12 находится в зоне усиленной изоляции, на первой опоре защищенного подхода должен устанавливаться комплект за- щитных аппаратов, соответствующих рабочему напряжению ВЛ.
Трубчатые разрядники должны быть выбраны по току КЗ в соответствии со следующими требованиями:
для сетей до 35 кВ верхний предел тока, отключаемого трубча- тым разрядником, должен быть не менее наибольшего действующего значения тока трехфазного КЗ в данной точке сети (с учетом аперио- дической составляющей), а нижний предел – не более наименьшего возможного в данной точке сети значения установившегося (без учета апериодической составляющей) тока двухфазного КЗ;
для сетей 110 кВ и выше верхний предел тока, отключаемого трубчатым разрядником, должен быть не менее наибольшего возмож- ного эффективного значения тока однофазного или трехфазного КЗ в данной точке сети (с учетом апериодической составляющей), а ниж- ний предел – не более наименьшего возможного в данной точке сети значения установившегося (без учета апериодической составляющей) тока однофазного или двухфазного КЗ. При отсутствии трубчатого разрядника на требуемые значения токов КЗ вместо него допускается применять ИП;
на ВЛ 3–35 кВ с деревянными опорами в заземляющих спусках защитных промежутков следует выполнять дополнительные защитные промежутки, установленные на высоте не менее 2,5 м от земли. Реко- мендуемые размеры защитных промежутков приведены в таблице 6.2.9.
Таблица 6.2.9 – Рекомендуемые размеры основных и дополнительных защитных промежутков
Номинальное напряжение, кВ
Размеры защитных промежутков, мм
основных
дополнительных
3
20
5
6
40
10
10
60
15
20
140
20
35
250
30
110
650
–
150
930
–
220
1350
–
330
1850
–
750
4220
–
Расстояния по шинам, включая ответвления, от разрядников до трансформаторов и другого оборудования должны быть не более указанных в таблицах 6.2.10–6.2.12 (см. 6.2.8.4). При превышении ука-
занных расстояний должны быть дополнительно установлены защит- ные аппараты на шинах или линейных присоединениях.
Приведенные в таблицах 6.2.10–6.2.12 наибольшие допустимые расстояния до электрооборудования соответствуют его изоляции ка- тегории «б» по ГОСТ 1516.3.
Наибольшие допустимые расстояния между РВ или ОПН и защи- щаемым оборудованием определяют исходя из числа линий и разряд- ников, включенных в нормальном режиме работы ПС.
Количество и места установки РВ или ОПН следует выбирать исхо- дя из принятых на расчетный период схем электрических соединений, числа ВЛ и трансформаторов. При этом расстояния от защищаемого оборудования до РВ или ОПН должны быть в пределах допустимых и на промежуточных этапах с длительностью, равной грозовому сезо- ну или более. Аварийные и ремонтные работы при этом не учитыва- ются.
В цепях трансформаторов и шунтирующих реакторов РВ или ОПН должны быть установлены без коммутационных аппаратов между ними и защищаемым оборудованием.
Защитные аппараты при нахождении оборудования под напряжением должны быть постоянно включены.
При присоединении трансформатора к РУ кабельной ли- нией 110 кВ и выше в месте присоединения кабеля к шинам РУ с ВЛ должен быть установлен комплект РВ или ОПН. Заземляющий зажим РВ или ОПН должен быть присоединен к металлическим оболочкам кабеля. В случае присоединения к шинам РУ нескольких кабелей, не- посредственно соединенных с трансформаторами, на шинах устанав- ливается один комплект РВ или ОПН. Место их установки следует вы- бирать возможно ближе к местам присоединения кабелей.
При длине кабеля больше удвоенного расстояния, указанного в та- блицах 6.2.10–6.2.12, РВ или ОПН с такими же остающимися напря- жениями, как у защитного аппарата в начале кабеля, устанавливается у трансформатора.
Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжений силовых трансформаторов (автотрансформаторов), а также обмотки, временно отключенные от шин РУ в грозовой период, соединенные в звезду или треугольник, должны быть защищены РВ или ОПН, вклю- ченными между вводами каждой фазы и землей.
ТКП 339-2022 (33240)
466
Таблица 6.2.10 – Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудования 35–220 кВ
Номинальное напряжение, кВ
Тип опор на подходах ВЛ к РУ и подстан-
циям
Длина защищенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояния до силовых трансформаторов, м
Расстояния до остального оборудования, м
тупиковые РУ
РУ с двумя постоянно включенными ВЛ
РУ с тремя или более по- стоянно включенными ВЛ
тупиковые РУ
РУ с двумя или более по- стоянно включенными ВЛ
разрядники III гр.
разрядники II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядники II гр.
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
35
Опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
0,5
20
30
–
–
30
40
–
–
35
45
–
–
25
40
–
–
30
50
–
–
1,0
40
60
–
–
50
100
–
–
90
120
–
–
75
100
–
–
100
150
–
–
1,5
60
90
–
–
80
120
–
–
120
150
–
–
100
130
–
–
125
200
–
–
2,0 и
более
75
100
–
–
100
150
–
–
150
180
–
–
125
150
–
–
150
200
–
–
Опоры с негоризон- тальным располо- жением проводов
1,0
20
30
–
–
30
40
–
–
40
50
–
–
40
60
–
–
50
100
–
–
1,5
30
50
–
–
50
60
–
–
60
70
–
–
60
90
–
–
80
120
–
–
2,0 и
более
45
70
–
–
70
90
–
–
90
100
–
–
70
120
–
–
90
150
–
–
110
Опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
1,0
30
50
40
100
50
70
60
120
70
90
80
125
120
140
130
180
130
150
140
190
1,5
50
80
70
150
70
90
80
160
90
110
100
175
140
170
150
200
200
200
180
200
2,0
70
100
90
180
80
120
100
200
110
135
120
250
170
200
180
220
200
200
200
200
2,5
90
165
120
220
95
150
125
250
125
180
135
250
190
200
220
250
200
200
200
200
3,0 и
более
100
180
150
250
110
200
160
250
140
200
170
250
200
200
250
250
200
200
250
250
ТКП 339-2022 (33240)
467
Продолжение таблицы 6.2.10
Номинальное напряжение, кВ
Тип опор на подходах ВЛ к РУ и подстан-
циям
Длина защищенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояния до силовых трансформаторов, м
Расстояния до остального оборудования, м
тупиковые РУ
РУ с двумя постоянно включенными ВЛ
РУ с тремя или более по- стоянно включенными ВЛ
тупиковые РУ
РУ с двумя или более по- стоянно включенными ВЛ
разрядники III гр.
разрядники II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядники II гр.
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
110
Опоры с негоризо- нтальным располо- жением проводов
1,0
15
20
20
50
20
30
30
75
30
40
40
100
70
90
80
110
100
130
120
170
1,5
30
55
40
80
40
60
50
100
50
70
60
130
110
130
120
160
150
180
160
200
2,0
50
75
70
120
60
90
70
150
70
100
90
190
120
150
140
180
200
200
180
250
2,5
65
100
90
160
70
115
100
200
80
125
120
250
130
200
160
230
200
200
200
200
3,0 и
более
80
140
120
200
80
140
130
250
95
150
140
250
150
200
180
250
200
220
220
250
150–
220
Опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
Опоры с негоризон- тальным расположе- нием проводов
2,0
–
–
20
65
–
–
60
100
–
–
90
110
90
160
100
210
150
220
200
280
2,5
–
–
35
75
–
–
70
140
–
–
100
150
110
180
120
250
170
280
250
350
3,0 и
более
–
–
80
100
–
–
90
170
–
–
120
180
120
200
160
280
190
310
270
400
2,0
–
–
10
35
–
–
35
60
–
–
45
65
60
90
75
130
90
120
100
150
2,5
–
–
15
70
–
–
65
90
–
–
80
90
80
120
100
180
120
160
140
220
3,0
–
–
40
90
–
–
85
110
–
–
100
120
100
160
140
230
150
200
180
300
ТКП 339-2022 (33240)
468
Окончание таблицы 6.2.10
Номинальное напряжение, кВ
Тип опор на подходах ВЛ к РУ и подстан-
циям
Длина защищенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояния до силовых трансформаторов, м
Расстояния до остального оборудования, м
тупиковые РУ
РУ с двумя постоянно включенными ВЛ
РУ с тремя или более по- стоянно включенными ВЛ
тупиковые РУ
РУ с двумя или более по- стоянно включенными ВЛ
разрядники III гр.
разрядники II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядники II гр.
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
Примечания
Lопн Lрв (Uисп – Uопн)/(Uисп – Uрв),
где Lопн – расстояние от ОПН до защищаемого оборудования, м;
Lрв – расстояние от разрядника до защищаемого оборудования, м;
Uисп – испытательное напряжение защищаемого оборудования при полном грозовом импульсе, кВ;
Uопн, Uрв – остающееся напряжение на ОПН (РВ) при токе 5 кА – для классов напряжения 110–220 кВ; 10 кА – для классов напряжения 330 кВ и выше. 4 При отличающихся данных защищенного тросом подхода допускается линейная интерполяция допустимого расстояния.
Расстояния от РВ до электрооборудования, кроме силовых трансформаторов, не ограничиваются при числе параллельно работающих ВЛ: на напряжении 110 кВ – 7 и более; на 150 кВ – 6 и более; на 220 кВ – 4 и более.
Допустимые расстояния определяются до ближайшего РВ.
При использовании ОПН вместо РВ или при изменении испытательных напряжений защищаемого оборудования расстояние до силовых трансформаторов или другого электро- оборудования определяется по формуле
ТКП 339-2022 (33240)
469
Таблица 6.2.11 – Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудования 330 кВ
Тип под- станции, число ВЛ
Число комплек- тов вентильных разрядников, тип, место установки
Длина защи-щенного тросом под- хода ВЛ, км
Расстояние*, м
до силовых трансформа- торов (автотрансформа- торов) и шунтирующих реакторов
до трансформаторов на- пряжения
до остального оборудования
опоры с горизонталь- ным рас- положением проводов
опоры с негоризон- тальным рас- положением проводов
опоры с гори- зонтальным расположени- ем проводов
опоры с него- ризонтальным расположени- ем проводов
опоры с горизонтальным расположением проводов
опоры с не- горизонтальным расположением проводов
Тупиковая
по схеме блока
«трансформа- тор – линия»
Один комплект вентильных разрядников II гр. у силового транс- форматора
2,5
45
–
75
–
130
100
3,0
70
20
90
30
140
110
4,0
100
50
115
85
150
130
Два комплекта вентильных разрядников II гр.: один ком-
плект – у силового трансформатора, другой – в линей- ной ячейке
2,5
70
–
250**
–
330**
232**
3,0
120
20
320**
100
380**
270**
4,0
160
90
400**
250
450**
340**
Тупиковая по схеме
«объединенный блок»
Два комплекта вентильных разрядников II гр. у силовых транс- форматоров
2,0
70
–
210
–
335
280
2,5
110
20
240
100
340
320
3,0
150
65
260
200
355
340
ТКП 339-2022 (33240)
470
Продолжение таблицы 6.2.11
Тип под- станции, число ВЛ
Число комплек- тов вентильных разрядников, тип, место установки
Длина защи-щенного тросом под- хода ВЛ, км
Расстояние*, м
до силовых трансформа- торов (автотрансформа- торов) и шунтирующих реакторов
до трансформаторов на- пряжения
до остального оборудования
опоры с горизонталь- ным рас- положением проводов
опоры с негоризон- тальным рас- положением проводов
опоры с гори- зонтальным расположени- ем проводов
опоры с него- ризонтальным расположени- ем проводов
опоры с горизонтальным расположением проводов
опоры с не- горизонтальным расположением проводов
Проходная с дву- мя ВЛ и одним трансформато- ром, по схеме
«треугольник»
Один комплект вентильных разрядников II гр. у силового транс- форматора
2,0
80
–
160
–
390
300
2,5
110
50
210
120
410
350
3,0
150
80
250
150
425
380
Проходная с дву- мя ВЛ и двумя трансформато- рами по схеме
«мостик»
Два комплекта вентильных разрядников II гр. у силовых транс- форматоров
2,0
60
–
320
–
420
300
2,5
80
20
400
260
500
360
3,0
130
60
475
310
580
415
Проходная с двумя ВЛ и двумя транс- форматорами
по схеме
«четырех- угольник»
Два комплекта вентильных разрядников II гр. у силовых транс- форматоров
2,0
150
–
500
–
1000
1000
2,5
200
80
700
320
1000
1000
3,0
240
140
750
470
1000
1000
471
ТКП 339-2022 (33240)
Тип под- станции, число ВЛ
Число комплек- тов вентильных разрядников, тип, место установки
Длина защи-щенного тросом под- хода ВЛ, км
Расстояние*, м
до силовых трансформа- торов (автотрансформа- торов) и шунтирующих реакторов
до трансформаторов на- пряжения
до остального оборудования
опоры с горизонталь- ным рас- положением проводов
опоры с негоризон- тальным рас- положением проводов
опоры с гори- зонтальным расположени- ем проводов
опоры с него- ризонтальным расположени- ем проводов
опоры с горизонтальным расположением проводов
опоры с не- горизонтальным расположением проводов
ПС с тремя и бо- лее отходящими ВЛ и двумя транс- форматорами
Два комплекта вентильных разрядников II гр. у силовых транс- форматоров
2,0
150
40
960
–
1000
1000
2,5
220
80
1000
400
1000
1000
3,0
300
140
1000
1000
1000
1000
ПС с тремя и бо- лее отходящими ВЛ и одним транс- форматором
Один комплект вентильных разрядников II гр. у силового транс- форматора
2,0
100
30
700
–
1000
750
2
175
70
800
200
1000
1000
3,0
250
100
820
700
1000
1000
* Соответственно примечанию 3 к таблице 6.2.10.
** От РВ, установленных у силовых трансформаторов.
Примечание – При отличающихся длинах защищенного подхода допускается линейная интерполяция значения допустимого расстояния.
ТКП 339-2022 (33240)
472
Таблица 6.2.12 – Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудования 750 кВ
Тип ПС, число ВЛ
Число комплектов разрядников, тип, место установки
Расстояние*, м
до силовых трансформато- ров (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов
до транс- форматоров напряжения
до остально- го электроо- борудования
Тупиковая по схеме «блок трансфор- матор – линия с одним шунтирующим реактором»
Три комплекта вентильных разрядников: один –
у силового трансформатора, другой – у реактора, третий – в линейной ячейке
75***
200***
1000
Тупиковая по схеме «трансформа- тор – линия с двумя шунтирующими реакторами»
Три комплекта вентильных разрядников: один – у силового трансформатора, второй и третий – у реактора
75***
140***
350***
То же
Четыре комплекта вентильных разрядников:
один – у силового трансформатора, второй и тре- тий – у реакторов, четвертый – в линейной ячейке
140
230
1000
Тупиковая по схеме «два трансфор- матора – линия с одним шунтирую- щим реактором»
Три комплекта вентильных разрядников: два –
у силовых трансформаторов, третий – у реактора
50***
140***
350*
То же
Четыре комплекта вентильных разрядников: два – у силовых трансформаторов, третий – у реактора, четвертый – в линейной ячейке
130
230
1000
Проходная по схеме «трансформа- тор – две линии с шунтирующими реакторами»
Три комплекта вентильных разрядников: один – у силового трансформатора, два – у реактора
100
120
350**
473
ТКП 339-2022 (33240)
Тип ПС, число ВЛ
Число комплектов разрядников, тип, место установки
Расстояние*, м
до силовых трансформато- ров (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов
до транс- форматоров напряжения
до остально- го электроо- борудования
Проходная по схеме «два трансфор- матора – две линии с шунтирующими реакторами»
Четыре комплекта вентильных разрядников: два – у силовых трансформаторов, два – у реакторов
120
120
350**
* При расстоянии от оборудования, установленного на вводе ВЛ на ПС (конденсатор связи, линейный разъединитель и др.), до точки присоединения ВЛ к ошиновке ПС – не более 45 м.
** То же – не более 90 м.
*** При использовании ОПН, в том числе в РУ с уменьшенными воздушными изоляционными промежутками, или при изменении испытательных напряжений допустимые расстояния до силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов и другого электрооборудования определяются согласно примечанию 3 к та- блице 6.2.10.
Для защиты нейтралей обмоток 110–150 кВ силовых транс- форматоров, имеющих изоляцию, пониженную относительно изоля- ции линейного конца обмотки и допускающую работу с разземленной нейтралью, следует устанавливать ОПН, обеспечивающие защиту их изоляции и выдерживающие в течение нескольких часов квазиустано- вившиеся перенапряжения при обрыве фазы линии.
В нейтрали трансформатора, изоляция которой не допускает раз- земления, установка разъединителей не допускается.
Шунтирующие реакторы 330 и 750 кВ должны быть защи- щены от грозовых и внутренних перенапряжений грозовыми или ком- бинированными разрядниками, устанавливаемыми на присоединени- ях реакторов.
Распределительные устройства 3–20 кВ, к которым при- соединены ВЛ, должны быть защищены РВ или ОПН, установленны- ми на шинах или у трансформаторов. В обоснованных случаях могут быть дополнительно установлены защитные емкости. Вентильный разрядник или ОПН в одной ячейке с трансформатором напряжения должен быть присоединен до его предохранителя.
При применении воздушной связи трансформаторов с шинами РУ 3–20 кВ расстояния от РВ и ОПН до защищаемого оборудования не должны превышать 60 м при ВЛ на деревянных опорах и 90 м – при ВЛ на металлических и железобетонных опорах.
При присоединении трансформаторов к шинам кабелями рассто- яния от установленных на шинах РВ или ОПН до трансформаторов не ограничиваются.
Защита подходов ВЛ 3–20 кВ к ПС молниеотводами по условиям грозозащиты не требуется.
На подходах ВЛ 3–20 кВ с деревянными опорами к ПС на рассто- янии 200–300 м от ПС должен быть установлен комплект защитных аппаратов (РТ1). На ВЛ 3–20 кВ, которые в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, следует устанавливать защит- ные аппараты (далее – РТ2) на конструкции ПС или на концевой опоре того конца ВЛ, который может быть длительно отключен. Расстояние от РТ2 до отключенного выключателя по ошиновке должно быть не бо- лее 10 м. При мощности трансформатора до 0,63 MB·A допускается не устанавливать трубчатые разрядники на подходах ВЛ 3–20 кВ с де- ревянными опорами.
При невозможности выдержать указанные расстояния, а также при наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения вместо РТ2 должны быть установлены РВ или ОПН. Расстояние от РВ до защищаемого оборудования при этом должно быть не более 10 м, для ОПН – должно быть увеличено пропорционально разности испы- тательного напряжения ТН и остающегося напряжения ОПН. При уста-
новке РВ или ОПН на всех вводах ВЛ в ПС и их удалении от подстан- ционного оборудования в пределах допустимых значений по условиям грозозащиты защитные аппараты на шинах ПС могут не устанавливать- ся. Сопротивления заземления разрядников (ОПН) РТ1 и РТ2 не долж- ны превышать 10 Ом при удельном сопротивлении земли до 1000 Омм и 15 Ом при более высоком удельном сопротивлении.
На подходах к ПС ВЛ 3–20 кВ с металлическими и железобетон- ными опорами установка защитных аппаратов не требуется. Однако при применении на ВЛ 3–20 кВ изоляции, усиленной более чем на 30 % (например, из-за загрязнения атмосферы), на расстоянии 200–300 м от ПС и на ее вводе должны быть установлены ИП.
Металлические и железобетонные опоры на протяжении 200–300 м подхода к ПС должны быть заземлены с сопротивлением не более приведенных в таблице 5.3.19.
Защита ПС 3–20 кВ с низшим напряжением до 1 кВ, присоединен- ных к ВЛ 3–20 кВ, должна выполняться РВ или ОПН, устанавливаемы- ми со стороны высокого и низкого напряжения ПС.
В случае присоединения ВЛ 3–20 кВ к ПС с помощью кабельной вставки в месте присоединения кабеля к ВЛ должен быть установлен комплект РВ или ОПН. В этом случае заземляющий зажим защитного аппарата, металлические оболочки кабеля, а также корпус кабельной муфты должны быть соединены между собой по кратчайшему пути. Заземляющий зажим разрядника должен быть соединен с заземли- телем отдельным спуском. Если ВЛ выполнена на деревянных опо- рах, на расстоянии 200–300 м от конца кабеля следует устанавливать комплект защитных аппаратов. При длине кабельной вставки более 50 м установка РВ или ОПН на ПС не требуется. Сопротивление за- землителя аппарата должно быть не более значений, приведенных в таблице 5.3.19. Молниезащита токопроводов 3–20 кВ осуществляет- ся как молниезащита ВЛ соответствующего класса напряжения.
Защита кабельных вставок ВЛ 35–220 кВ должна осущест- вляться в соответствии с требованиями 5.3.9.10.
Защиту ПС 35–110 кВ с трансформаторами мощностью до 40 МВ·А, присоединенными к ответвлениям протяженностью менее требуемой длины защищаемого подхода (см. таблицы 6.2.8 и 6.2.10) от действующих ВЛ без троса, допускается выполнять по упрощенной схеме (см. рисунок 6.2.18), включающей:
РВ или ОПН – устанавливаются на ПС на расстоянии от сило- вого трансформатора не более 10 м при использовании РВ III груп- пы или соответствующих ОПН и не более 15 м – при использовании РВ II группы или соответствующих ОПН. При этом расстояние от РВ до остального оборудования не должно превышать соответственно 50 и 75 м.
Расстояние до ограничителей определяется так же, как в таблицах 6.2.10–6.2.13;
тросовые молниеотводы подхода к ПС на всей длине ответвле- ния; при длине ответвления менее 150 м следует дополнительно за- щищать тросовыми или стержневыми молниеотводами по одному пролету действующей ВЛ в обе стороны от ответвления;
комплекты защитных аппаратов РТ1, РТ2 с сопротивлением за- землителя не более 10 Ом, устанавливаемые на деревянных опорах: РТ2 – на первой опоре с тросом со стороны ВЛ или на границе участ- ка, защищаемого стержневыми молниеотводами; РТ1 – на незащи- щенном участке ВЛ на расстоянии 150–200 м от РТ2.
Рисунок 6.2.18 – Схемы защиты от грозовых перенапряжений ПС, присоединенных к ВЛ ответвлениями длиной до и более 150 м
При длине подхода более 500 м установка комплекта трубчатых разрядников РТ1 не требуется.
Защита ПС, на которых расстояния между РВ и трансформатором превышают 10 м, выполняется в соответствии с требованиями, при- веденными в 6.2.9.5.
Упрощенную защиту ПС в соответствии с указанными требования- ми допускается выполнять и в случае присоединения ПС к действую- щим ВЛ с помощью коротких подходов (см. рисунок 6.2.19). При этом трансформаторы должны быть защищены РВ II группы или соответ- ствующими ОПН.
Выполнение упрощенной защиты ПС, присоединенных к вновь со- оружаемым ВЛ, не допускается.
Рисунок 6.2.19 – Схемы защиты от грозовых перенапряжений ПС, присоединенных к ВЛ с помощью заходов длиной до и более 150 м
В районах с удельным сопротивлением земли 1000 Ом·м и более сопротивление заземления разрядников РТ1 и РТ2 35–110 кВ, устанавливаемых для защиты ПС, которые присоединяются к дей- ствующим ВЛ на ответвления или с помощью коротких заходов, долж- но быть не более 30 Ом.
Коммутационные аппараты, устанавливаемые на опорах ВЛ до 110 кВ, имеющих защиту тросом не по всей длине, как правило, должны быть защищены защитными аппаратами, устанавливаемыми на тех же опорах со стороны потребителя. Если коммутационный ап-
парат нормально отключен, защитные аппараты должны быть уста- новлены на той же опоре с каждой стороны, находящейся под напря- жением.
При установке коммутационных аппаратов на расстоянии до 25 м по длине ВЛ от места подключения линии к ПС или распределитель- ному пункту установка защитных аппаратов на опоре, как правило, не требуется. Если коммутационные аппараты в грозовой сезон нор- мально отключены, то со стороны ВЛ на опоре должны быть установ- лены защитные аппараты.
На ВЛ напряжением до 20 кВ с железобетонными и металличе- скими опорами допускается не устанавливать защитные аппараты для защиты коммутационных аппаратов, имеющих изоляцию того же класса, что и ВЛ.
Установка коммутационных аппаратов в пределах защищаемых тросом подходов ВЛ, которые указаны в 6.2.8.22, 6.2.9.3, и расстоя- ний по таблице 6.2.10 допускается на первой опоре со стороны линии, а также на следующих опорах подхода при условии равной прочности их изоляции.
Сопротивление заземляющих устройств аппаратов должно соот- ветствовать требованиям, приведенным в 5.3.9.13.
Ответвление от ВЛ, выполняемое на металлических и же- лезобетонных опорах, должно быть защищено тросом по всей дли- не, если оно присоединено к ВЛ, защищенной тросом по всей длине. При выполнении ответвлений на деревянных опорах в месте их присо- единений к ВЛ должен быть установлен комплект защитных аппаратов.
Для защиты секционирующих пунктов 3–10 кВ должны быть установлены защитные аппараты – по одному комплекту на кон- цевой опоре каждой питающей ВЛ с деревянными опорами. При этом заземляющие спуски защитных аппаратов следует присоединять к за- земляющему устройству секционирующего пункта.
Защита вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений
Воздушные линии на металлических и железобетонных опо- рах допускается непосредственно присоединять к генераторам (син- хронным компенсаторам) мощностью до 50 МВт (до 50 МВ·А) и соот- ветствующим РУ.
Воздушные линии на деревянных опорах допускается присо- единять к генераторам (синхронным компенсаторам) мощностью до 25 МВт (до 25 МВ·А) и соответствующим РУ.
Присоединение ВЛ к генераторам (синхронным компенсаторам) мощностью более 50 МВт (более 50 МВ·А) должно осуществляться только через трансформатор.
Для защиты блочных трансформаторов, связанных с генератора- ми мощностью 100 МВт и выше, со стороны ВН должны быть установ- лены РВ не ниже II группы или соответствующие ОПН.
Для защиты генераторов и синхронных компенсаторов, а также электродвигателей мощностью более 3 МВт, присоединенных к общим шинам воздушными линиями или токопроводами, должны быть установлены РВ I группы или ОПН с соответствующим остающим- ся напряжением грозового импульса тока и емкости не менее 0,5 мкФ на фазу. При выборе РВ или ОПН с более низкими значениями остаю- щихся напряжений допускается устанавливать емкости менее 0,5 мкФ на фазу. Кроме того, защита подходов ВЛ к РУ электростанций, ПС и токопроводов к машинам должна быть выполнена с уровнем грозо- упорности не менее 50 кА. Разрядники вентильные или ОПН следует устанавливать для защиты: генераторов (синхронных компенсаторов) мощностью более 15 МВт (более 15 МВ·А) – на присоединении каждо- го генератора (синхронного компенсатора); 15 МВт и менее (15 МВ·А и менее) – на шинах (секциях шин) генераторного напряжения; элек- тродвигателей мощностью более 3 МВт – на шинах РУ.
При защите генераторов (синхронных компенсаторов) с выведен- ной нейтралью, не имеющих витковой изоляции (машины со стержне- вой обмоткой) мощностью 25 МВт и более (25 МВ·А и более), вместо емкостей 0,5 мкФ на фазу может быть применен РВ или ОПН в ней- трали генератора (синхронного компенсатора) на номинальное на- пряжение машины. Установка защитных емкостей не требуется, если суммарная емкость присоединенных к генераторам (синхронных ком- пенсаторам) участков кабелей длиной до 100 м составляет 0,5 мкФ и более на фазу.
Если вращающиеся машины и ВЛ присоединены к общим шинам РУ электростанций или ПС, то подходы этих ВЛ должны быть защищены от грозовых воздействий с соблюдением следующих тре- бований:
подход ВЛ с металлическими и железобетонными опорами дол- жен быть защищен тросом на протяжении не менее 300 м, в начале подхода должен быть установлен комплект РВ IV группы (см. рису- нок 6.2.20, а) или соответствующих ОПН. Сопротивление заземления РВ или ОПН не должно превышать 3 Ом, а сопротивление заземле- ния опор на тросовом участке – 10 Ом. Рекомендуется использование деревянных траверс с расстоянием не менее 1 м по дереву от точки крепления гирлянды изоляторов до стойки опоры.
Рисунок 6.2.20 – Схемы защиты вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений
На подходах ВЛ с деревянными опорами дополнительно к сред- ствам защиты, применяемым на ВЛ с железобетонными опорами, следует устанавливать комплект РВ IV группы или соответствующих ОПН на расстоянии 150 м от начала тросового подхода в сторону линии (см. рисунок 6.2.20, б). Сопротивление заземления разрядни- ков должно быть не более 3 Ом. Допускается установка РТ в начале подхода. Сопротивление заземления таких разрядников не должно превышать 5 Ом;
на ВЛ, присоединенных к электростанциям и ПС кабельными вставками длиной до 0,5 км, защита подхода должна быть выполне- на так же, как на ВЛ без кабельных вставок, и дополнительно должен быть установлен комплект РВ2 IV группы или соответствующих ОПН в месте присоединения ВЛ к кабелю. Заземляемый вывод защитного аппарата кратчайшим путем следует присоединить к броне, металли-
ческой оболочке кабеля и к заземлителю (см. рисунок 6.2.20, в, г). Со- противление заземления аппарата не должно превышать 5 Ом;
если подход ВЛ на длине не менее 300 м защищен от прямых ударов молнии зданиями, деревьями или другими высокими предме- тами и находится в их зоне защиты, то подвеска троса на подходе ВЛ не требуется. При этом в начале защищенного участка ВЛ (со стороны линии) должен быть установлен комплект РВ1 IV группы (см. рисунок 6.2.20, д) или соответствующих ОПН. Сопротивление заземления раз- рядника не должно превышать 3 Ом. Спуски заземления РВ1 крат- чайшим путем должны быть соединены с контуром заземления ПС (электростанции);
при наличии токоограничивающего реактора на присоединении ВЛ подход на длине 100–150 м должен быть защищен от прямых уда- ров молнии тросовым молниеотводом (см. рисунок 6.2.20, е). В нача- ле подхода, защищенного молниеотводом, а также у реактора долж- ны быть установлены комплекты РВ1 и РВ2 IV группы (см. рисунок 6.2.20, а) или соответствующих ОПН. Сопротивление заземления ап- парата, установленного в начале подхода со стороны линии, должно быть не более 3 Ом;
при присоединении ВЛ к шинам РУ с вращающимися машинами через токоограничивающий реактор и кабельную вставку длиной бо- лее 50 м защита подхода ВЛ от прямых ударов молнии не требуется. В месте присоединения ВЛ к кабелю и перед реактором должны быть установлены комплекты РВ1 и РВ2 IV группы или ОПН с сопротивле- нием заземления не более 3 Ом (см. рисунок 6.2.20, ж);
на ВЛ, присоединенных к шинам РУ с вращающимися машинами мощностью менее 3 МВт (менее 3 MB·А), подходы которых на длине не менее 0,5 км выполнены на железобетонных или металлических опорах с сопротивлением заземления не более 5 Ом, должен быть установлен комплект РВ IV группы или соответствующих ОПН на рас- стоянии 100–150 м от ПС (электростанции) (см. рисунок 6.2.20, з). Со- противление заземления защитных аппаратов должно быть не более 3 Ом. При этом защита подхода ВЛ тросом не требуется.
При применении открытых токопроводов для соединения генераторов (синхронных компенсаторов) с трансформаторами токо- проводы должны входить в зоны защиты молниеотводов и сооруже- ний ПС (электростанций). Место присоединения молниеотводов к за- земляющему устройству ПС (электростанций) должно быть удалено от места присоединения к нему заземляемых элементов токопровода, считая по магистралям заземления, не менее чем на 20 м.
Если открытые токопроводы не входят в зоны защиты молниеот- водов ОРУ, то они должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами или тросами, подвешенными
на отдельных опорах с защитным углом не более 20°. Заземление от- дельно стоящих молниеотводов и тросовых опор должно выполняться обособленными заземлителями, не имеющими соединения с зазем- ляющими устройствами опор токопроводов, или путем присоединения к заземляющему устройству РУ в точках, удаленных от места присо- единения к нему заземляемых элементов токопровода на расстояние не менее 20 м.
Расстояние от отдельно стоящих молниеотводов (тросовых опор) до токоведущих или заземленных элементов токопровода по воздуху должно быть не менее 5 м. Расстояние в земле от обособленного за- землителя и подземной части молниеотвода до заземлителей и под- земной части токопровода должно быть не менее 5 м.
При присоединении открытого токопровода к РУ генератор- ного напряжения через реактор перед реактором должен быть уста- новлен комплект РВ IV группы или соответствующих ОПН.
Для защиты генераторов от волн грозовых перенапряжений, на- бегающих по токопроводу, и от индуктированных перенапряжений должны быть установлены РВ I группы или ОПН и защитные емкости, значение которых на три фазы при номинальном напряжении генера- торов должно составлять не менее: при напряжении 6 кВ – 0,8 мкФ; при 10 кВ – 0,5 мкФ; при 13,8–20 кВ – 0,4 мкФ.
Защитные емкости не требуется устанавливать, если суммарная емкость генератора и кабельной сети на шинах генераторного на- пряжения имеет требуемое значение. При определении емкости ка- бельной сети в этом случае учитываются участки кабелей на длине до 750 м.
Если РУ ПС присоединено открытыми токопроводами к РУ ге- нераторного напряжения ТЭЦ, имеющей генераторы мощностью до 120 МВт, то защита токопровода от прямых ударов молнии должна быть выполнена так, как указано в 6.2.9.4.
Допускается не выполнять защиту подходов от прямых уда- ров молнии при присоединении ВЛ или открытых токопроводов:
к электродвигателям мощностью до 3 МВт;
к генераторам дизельных электростанций мощностью до 1 МВт, расположенным в районах с интенсивностью грозовой деятельности до 20 грозовых часов в году.
При этом требуется установка на подходе ВЛ двух комплектов РВ IV группы или соответствующих ОПН на расстояниях 150 м (РВ2) и 250 м (РВ1) от шин ПС (см. рисунок 6.2.21, а). Сопротивление за- земления защитных аппаратов должно быть не более 3 Ом. Спуски за- земления кратчайшим путем должны быть соединены с заземляющим устройством ПС или электростанции.
При наличии кабельной вставки любой длины непосредственно перед кабелем должен быть установлен РВ IV группы или соответ- ствующий ОПН. Их заземляющий зажим должен быть кратчайшим пу- тем присоединен к металлическим оболочкам кабеля и к заземлителю (см. рисунок 6.2.21, б).
Рисунок 6.2.21 – Схемы защиты электродвигателей мощностью до 3 МВт при подходе ВЛ на деревянных опорах
На шинах, питающих электродвигатели через кабельные вставки, должны быть установлены РВ I группы или соответствующие ОПН и защитные емкости не менее 0,5 мкФ на фазу.
На подходах ВЛ или открытых токопроводов с железобетонными или металлическими опорами установка РВ не требуется, если сопро- тивление заземления каждой опоры подхода на длине не менее 250 м составляет не более 10 Ом.
Защита от внутренних перенапряжений
Электрические сети 3–35 кВ должны работать с изолиро- ванной, заземленной через резистор или дугогасящий реактор ней- тралью. В электрических сетях 3–35 кВ с компенсацией емкостного тока однофазного замыкания на землю степень несимметрии емко- стей фаз относительно земли не должна превышать 0,75 %.
Выравнивание емкостей фаз должно осуществляться транспози- цией проводов и распределением конденсаторов высокочастотной связи. Число дугогасящих реакторов и места их установки должны определяться для нормального режима работы сети с учетом возмож- ных делений ее части и вероятных аварийных режимов.
Дугогасящие реакторы могут устанавливаться на всех ПС, кроме тупиковых, связанных с электрической сетью не менее чем двумя ли- ниями электропередачи. Установка реакторов на тупиковых ПС не до- пускается. Дугогасящие реакторы не допускается включать в нейтрали трансформаторов, присоединенных к шинам через предохранители. Мощность дугогасящих реакторов выбирается по значению полного емкостного тока замыкания на землю с учетом развития сети в бли- жайшие 10 лет. Рекомендуется использование автоматически настра- иваемой компенсации емкостного тока замыкания на землю.
Места установки дугогасящих реакторов должны быть выбраны с учетом конфигурации сети, возможных делений сети на части, ве- роятных аварийных режимов, влияний на цепи автоблокировки желез- ных дорог и на линии связи.
Дугогасящие реакторы не допускается подключать к транс- форматорам:
присоединенным к шинам через предохранители;
имеющим соединение с сетью, емкостный ток которой компенси- руется только по одной линии.
В электрических сетях 3–35 кВ следует принимать меры для предотвращения феррорезонансных процессов и самопроизволь- ных смещений нейтрали.
В электрических схемах 3–35 кВ, в которых имеются генераторы (синхронные компенсаторы) с непосредственным водяным охлажде- нием обмотки статора, вследствие значительной активной проводи- мости изоляции генератора на землю защита от феррорезонансных процессов не требуется.
Обмотки трансформаторов (автотрансформаторов) долж- ны быть защищены от коммутационных перенапряжений с помощью РВ или ОПН, установленных в соответствии с требованиями 6.2.8.21.
В сетях 330 и 750 кВ в зависимости от схемы сети, ко- личества линий и трансформаторов следует предусматривать меры по ограничению длительных повышений напряжения и внутренних перенапряжений. Необходимость ограничения квазиустановившихся и внутренних перенапряжений и параметры средств защиты от них определяются на основании расчетов перенапряжений.
С целью ограничения опасных для оборудования комму- тационных перенапряжений следует применять комбинированные РВ
или ОПН, выключатели с предвключаемыми резисторами или другие средства, а также сочетания их с мероприятиями по ограничению длительных повышений напряжения (установка шунтирующих и ком- пенсационных реакторов, схемные мероприятия, системная и проти- воаварийная автоматика, в частности автоматика от повышения на- пряжения).
Коммутационные перенапряжения на шинах ПС 330 и 750 кВ долж- ны быть ограничены в зависимости от уровня изоляции оборудования.
Для РУ 110–750 кВ должны предусматриваться техниче- ские решения, исключающие появление феррорезонансных перена- пряжений, возникающих при последовательных включениях электро- магнитных трансформаторов напряжения и емкостных делителей напряжения выключателей.
К этим решениям, в частности, относятся:
применение выключателей без емкостных делителей напряжения;
применение вместо электромагнитных трансформаторов ем- костных;
применение антирезонансных трансформаторов напряжения;
увеличение в 1,5–2 раза емкости ошиновки РУ путем установки на шинах дополнительных конденсаторов, например связи.
Пневматическое хозяйство
Для снабжения сжатым воздухом коммутационных аппа- ратов (воздушных выключателей, пневматических приводов к выклю- чателям, разъединителям) РУ электрических станций и ПС должна предусматриваться установка сжатого воздуха, состоящая из стаци- онарной компрессорной установки и воздухораспределительной сети. Вывод в ремонт или выход из строя любого элемента установки сжатого воздуха не должны приводить к нарушению воздухообеспече-
ния коммутационных аппаратов.
Получение в компрессорной установке осушенного возду- ха осуществляется применением термодинамического способа осуш- ки воздуха, для чего предусматриваются две ступени давления:
компрессорное (повышенное) – для компрессоров и воздухо- сборников-аккумуляторов сжатого воздуха, выбираемое из условия обеспечения требуемой относительной влажности воздуха в коммута- ционных аппаратах;
рабочее (номинальное) – для воздухораспределительной сети, в соответствии с номинальным давлением воздуха коммутационных аппаратов.
Системы компрессорного и рабочего давления должны быть свя- заны между собой перепускными клапанами.
Производительность рабочих компрессоров должна быть выбрана такой, чтобы обеспечить:
а) в установках с компрессорами давлением до 10 МПа:
0,5 ч непрерывной работы с двухчасовой паузой;
восстановление давления в воздухосборниках, сниженного из- за расхода на вентилирование воздушных выключателей и на утечки всей системы, за те 2 ч, пока компрессоры не работают, – в течение 0,5 ч;
б) в установках с компрессорами давлением 23 МПа:
1,5 ч непрерывной работы с двухчасовой паузой;
восстановление давления в воздухосборниках (условия анало- гичны изложенным в перечислении 1)) – в течение 1,5 ч.
При любом количестве рабочих компрессоров, исходя из условий надежности воздухообеспечения коммутационных аппаратов, должны быть предусмотрены один или два резервных (в зависимости от мест- ных условий).
Вышесказанное не распространяется на ПС с одним коммутацион- ным аппаратом, имеющим пневмопривод, где должны устанавливать- ся два компрессора, один из которых резервный.
Для снабжения сжатым воздухом коммутационных аппаратов ПС и РУ промышленных предприятий допускается использование завод- ской пневматической установки при условии обеспечения ею требова- ний настоящего раздела
Пополнение воздуха в резервуарах коммутационных ап- паратов в рабочем и аварийном режимах должно осуществляться за счет запаса воздуха в воздухосборниках компрессорного давления. Емкость воздухосборников должна обеспечивать покрытие сум-
марного расхода воздуха (при неработающих компрессорах):
в рабочем режиме – на вентилирование воздушных выключате- лей и на утечки всей системы за 2 ч, пока компрессоры не работа- ют. При этом остаточное давление в воздухосборниках должно быть таким, чтобы обеспечивалось допустимое влагосодержание воздуха в коммутационных аппаратах;
в аварийном режиме – на восстановление давления в резервуа- рах воздушных выключателей (до наименьшего допустимого значения по условиям работы выключателей) при одновременном отключении наибольшего числа выключателей, возможного по режиму работы электроустановок с учетом действия релейной защиты и автоматики. При этом наименьшее давление сжатого воздуха в воздухосборниках должно быть выше номинального давления сжатого воздуха в аппа- ратах:
на 30 % – в установках с компрессорами давлением до 10 МПа;
на 80 % – в установках с компрессорами давлением 23 МПа.
В расчетах следует принимать, что начало аварийного режима с массовым отключением выключателей совпадает с момен- том периодического включения в работу компрессорной установки (т.е. когда давление в воздухосборниках снизилось до пускового дав- ления компрессора).
Для каждого значения номинального давления коммута- ционных аппаратов РУ должна выполняться своя воздухораспредели- тельная сеть, питающаяся не менее чем двумя перепускными клапа- нами от компрессорной установки.
Перепускные клапаны должны поддерживать в воздухорас- пределительной сети и в резервуарах воздушных выключателей дав- ление в заданных пределах.
Пропускная способность перепускных клапанов и воздухопрово- дов распределительной сети должна обеспечивать восстановление давления воздуха (до наименьшего допустимого значения по услови- ям работы выключателей) в резервуаре выключателя, который может отключаться в цикле неуспешного АПВ (в том числе при наличии дву- кратного АПВ).
Перепускной клапан в нормальном режиме, как правило, должен обеспечивать непрерывный перепуск небольшого количества воздуха для покрытия расхода на утечки и вентилирование в системе после клапана.
Перепускные клапаны должны выполняться с электромаг- нитным управлением.
Управление автоматикой включения и отключения перепускных клапанов необходимо осуществлять независимо от режима работы компрессоров. Управление электромагнитными приводами перепуск- ных клапанов следует производить электроконтактными манометра- ми, устанавливаемыми в помещении компрессорной установки.
Компрессорная установка, за исключением блока очистки воздуха, должна быть автоматизирована и работать без постоянного дежурного персонала.
В схеме управления компрессорной установкой должны быть пред- усмотрены: автоматический запуск и останов рабочих и резервных компрессоров, поддерживающих в воздухосборниках и в резервуарах выключателей давление в установленных пределах; автоматическая продувка (удаление влаги и масла) водомаслоотделителей; автомати- ческое управление перепускными клапанами; защита компрессорных агрегатов при нарушениях нормального режима работы.
Установка сжатого воздуха должна быть оборудована сигнализа- цией, действующей при нарушениях ее нормальной работы.
Устройство автоматизированных компрессорных устано- вок с машинами производительностью до 5 м3/мин в РУ регламентиру- ется нормативными правовыми актами и ТНПА в этой области.
Воздухосборники должны удовлетворять требовани- ям [66].
Воздухосборники должны устанавливаться на открытом воздухе на расстоянии не менее 0,7–1 м от стены компрессорной, же- лательно с теневой стороны. Специальный навес над ними (для защи- ты от солнечной радиации) не требуется. Должна предусматриваться возможность монтажа и демонтажа любого воздухосборника без на- рушения нормальной эксплуатации остальных. Допускается установ- ка воздухосборников в отдельном помещении того здания, в котором размещается ЗРУ с воздушными выключателями.
Для нормальной работы компрессоров в помещении ком- прессорной установки должна поддерживаться температура не ниже
10 °С и не выше 40 °С, для чего должны быть предусмотрены ото-
пление и приточно-вытяжная механическая вентиляция.
Воздухораспределительная сеть должна, как правило, выполняться кольцевой, разделенной на участки при помощи запор- ных вентилей. Питание воздухопроводной сети должно осуществлять- ся двумя магистралями от компрессорной установки.
Компрессорный агрегат должен устанавливаться на фун- даментах, не связанных со стенами здания. Пол в помещении ком- прессорной установки должен быть покрыт метлахской плиткой или равноценным материалом, стены должны быть оштукатурены и иметь панели, окрашенные масляной краской до высоты не менее 1,5 м от пола. Двери помещения компрессорной установки должны открываться наружу; замки дверей должны быть самозапирающими- ся, а двери открываться изнутри без ключа с помощью рукоятки; окна должны открываться наружу и должны быть оборудованы фрамугами. В помещении компрессорной установки должны быть предусмотрены ремонтная площадка и грузоподъемное устройство для производства монтажных и ремонтных работ.
Для защиты воздухораспределительной сети в ней долж- ны быть установлены предохранительные клапаны, срабатывающие при превышении давления в сети до 1,1 номинального. Предохрани- тельные клапаны следует устанавливать в обеих нитках питающей ма- гистрали воздухораспределительной сети возле шкафа манометров.
Линейные водоотделители устанавливаются в обеих нитках питающей магистрали воздухораспределительной сети давле- нием 2,0 МПа компрессорной установки до 10 МПа. Линейный водо-
отделитель должен иметь спускной вентиль и штуцеры с фланцами для присоединения подводящего и отводящего воздухопроводов.
Прокладка воздухопроводов воздухораспределительной сети может выполняться открыто по конструкциям и стойкам под обо- рудование, в кабельных туннелях, каналах и лотках совместно с кабе- лями, а в закрытых помещениях – также по стенам и потолкам.
Воздухопроводы следует прокладывать с уклоном не ме- нее 0,3 % с установкой в нижних точках спускных вентилей для про- дувки сети. Ответвления к аппаратам следует прокладывать с укло- ном не менее 0,3 % в направлении главной магистрали.
Для компенсации температурных деформаций в воздухопрово- дах воздухораспределительной сети должны быть предусмотрены компенсаторы, выполняемые из труб того же диаметра, что и маги- стральный воздухопровод. Конструкция компенсаторов определяется проектной организацией.
Воздухопроводы компрессорной установки, воздухорас- пределительной сети и ответвления к шкафам управления долж- ны выполняться из стальных бесшовных труб, причем на давление 23 МПа – из нержавеющей стали; воздухопроводы от шкафов управ- ления к резервуарам воздушных выключателей – из медных труб, до- пускается применение бесшовных труб из коррозионно-стойкой ста- ли. Воздухопроводы между шкафами и пневматическими приводами разъединителей выполняются из стальных труб. Радиус изгиба сталь- ных воздухопроводов должен быть не менее четырехкратного наруж- ного диаметра трубы.
Воздухопроводы компрессорного давления, расположенные вне помещения компрессорной установки до воздухосборников и в преде- лах стены, через которую они проходят, должны быть покрыты тепло- изоляцией.
Стальные воздухопроводы должны соединяться сваркой встык; соединения с арматурой – фланцевые.
Для труб с внутренним диаметром 6–8 мм допускаются фланце- вые соединения или соединения при помощи ниппелей.
Внутренние поверхности воздухосборников и линейных водоотделителей должны иметь антикоррозийное покрытие.
Наружные поверхности воздухосборников и линейных во- доотделителей, устанавливаемых на открытом воздухе, должны быть окрашены устойчивой краской светлого тона.
Все элементы установки сжатого воздуха должны быть доступны для разборки и чистки.
Масляное хозяйство
Для обслуживания маслонаполненного оборудования долж- ны быть организованы централизованные масляные хозяйства, осна- щенные резервуарами для хранения масла, насосами, оборудованием для очистки, осушки масел, передвижными маслоочистительными и де- газационными установками, емкостями для транспортировки масла. Местоположение и объем централизованных масляных хозяйств опре- деляются схемой организации эксплуатации энергосистемы.
На ПС напряжением 330 кВ и выше, независимо от мощ- ности установленных трансформаторов, при необходимости предусма- триваются масляные хозяйства, состоящие из склада масла и мастер- ской маслохозяйства с оборудованием для обработки и анализа масла. Склады масла таких маслохозяйств на ПС должны иметь три ре- зервуара изоляционного масла. Емкость каждого резервуара должна быть не менее емкости одного наиболее крупного трансформатора
с запасом 10 %, но не более 75 м3.
На ПС с синхронными компенсаторами должны сооружать- ся два стационарных резервуара турбинного масла вне зависимости от количества и объема резервуаров изоляционного масла. Системы турбинного и изоляционного масла должны быть независимыми.
Объем каждого резервуара должен быть не менее 110 % объема масляной системы наибольшего синхронного компенсатора, устанав- ливаемого на данной ПС.
На остальных ПС, кроме оговоренных в 6.2.12.2 и 6.2.12.3, масло- хозяйство или маслосклады не должны сооружаться. Доставка на них сухого масла осуществляется в передвижных емкостях или авто- цистернах из централизованных масляных хозяйств.
Проектирование собственного масляного хозяйства ПС промышленных предприятий должно проводиться в соответствии с требованиями настоящего раздела и ведомственных норм.
Стационарные маслопроводы к масляным выключателям и трансформаторам всех напряжений не должны прокладываться. Слив и заливка масла должны выполняться с использованием инвен- тарных маслопроводов и резервуаров (автоцистерн). Стационарные маслопроводы на электростанциях и ПС 330 кВ следует прокладывать от мастерской или аппаратной маслохозяйства к помещению для ре- монта трансформаторов (к трансформаторной башне на ПС или к мон- тажной площадке машинного зала на электростанциях) и к складу масла, а также к месту слива масла из цистерн. Стационарные масло- проводы следует выполнять из стальных труб, соединяемых сваркой (кроме стыков с арматурой).
Резервуары для хранения масла должны быть оборудо- ваны воздухоосушительными фильтрами, указателем уровня масла, пробно-спускным краном на сливном патрубке, хлопушками с меха- низмом управления и трубами вентиляционными с наконечниками.
Расстояния от резервуаров открытых складов масла долж- ны быть не менее:
до зданий и сооружений электростанций и ПС (в том числе до трансформаторной мастерской): 12 м – для складов общей емко- стью до 100 т масла; 18 м – для складов емкостью более 100 т;
до жилых и общественных зданий – на 25 % больше расстояний, указанных в перечислении 1);
до аппаратной маслохозяйства – 8 м;
до складов баллонов водорода – 20 м;
до внешней ограды ПС: 6,5 м – при устройстве охранной пери- метральной сигнализации, 4 м – в остальных случаях.
Установка силовых трансформаторов и реакторов
Требования, приведенные в 6.2.13.2–6.2.13.33, распро- страняются на стационарную установку в помещениях и на открытом воздухе силовых трансформаторов (автотрансформаторов), регули- ровочных трансформаторов и маслонаполненных реакторов с выс- шим напряжением 3 кВ и выше и не распространяются на электро- установки специального назначения.
Трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы, рассматрива- емые в настоящем разделе, обозначаются в 6.2.13.2–6.2.13.33 терми- ном «трансформаторы».
Установка вспомогательного оборудования трансформаторов (электродвигателей системы охлаждения, контрольно-измерительной аппаратуры, устройств управления) должна отвечать требованиям со- ответствующих разделов настоящего технического кодекса.
Требования 6.2.13.9, 6.2.13.14, 6.2.13.15 не относятся к установке трансформаторов, входящих в КТП с высшим напряжением до 35 кВ, кроме КТП с внутренним обслуживанием и КТП с помещениями для трансформаторов.
Установка трансформатора должна обеспечивать удоб- ные и безопасные условия его осмотра без снятия напряжения.
Фундаменты трансформаторов напряжением 35 кВ и выше должны предусматривать их установку непосредственно на фунда- мент или с применением кареток (катков) и рельс.
Трансформаторы на ПС, имеющих стационарные устройства для ремонта трансформаторов (башни) и рельсовые пути перекатки,
а также на ПС с размещением трансформаторов в закрытых помеще- ниях, следует устанавливать на каретках (катках).
Сейсмостойкие трансформаторы устанавливаются непосред- ственно на фундамент с креплением их к закладным элементам фун- дамента для предотвращения их смещений в горизонтальном и вер- тикальном направлениях.
На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов.
Уклон масляного трансформатора, необходимый для обес- печения поступления газа к газовому реле, должен создаваться путем установки подкладок под катки. Величина уклона определяется со- гласно инструкции по эксплуатации.
При установке расширителя на отдельной конструкции она должна располагаться таким образом, чтобы не препятствовать вы- катке трансформатора с фундамента.
В этом случае газовое реле должно располагаться вблизи транс- форматора в пределах удобного и безопасного обслуживания со ста- ционарной лестницы. Для установки расширителя можно использо- вать портал ячейки трансформатора.
Трансформаторы необходимо устанавливать так, чтобы отверстие защитного устройства выброса масла не было направлено на близко установленное оборудование. Для защиты оборудования допускается установка заградительного щита между трансформато- ром и оборудованием.
Вдоль путей перекатки, а также у фундаментов транс- форматоров массой более 20 т должны быть предусмотрены анкеры, позволяющие закреплять за них лебедки, направляющие блоки, по- лиспасты, используемые при перекатке трансформаторов в обоих на- правлениях. В местах изменения направления движения должны быть предусмотрены места для установки домкратов.
Расстояния в свету между открыто установленными транс- форматорами определяются технологическими требованиями и долж- ны быть не менее 1,25 м.
Разделительные перегородки между открыто установлен- ными трансформаторами напряжением 110 кВ и выше единичной мощностью 63 МВ·А и более должны предусматриваться:
при расстояниях менее 15 м между трансформаторами (реакто- рами), а также между ними и другими трансформаторами любой мощ- ности, включая регулировочные и собственных нужд;
при расстояниях менее 25 м между трансформаторами, установ- ленными вдоль наружных стен зданий электростанции на расстоянии от стен менее 40 м.
Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее 90 мин, ширину – не менее ширины маслоприемника и вы- соту – не менее высоты вводов высшего напряжения более высокого трансформатора. Перегородки должны устанавливаться за предела- ми маслоприемника. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой должно быть не менее 1,5 м.
Указанные расстояния принимаются до наиболее выступающих частей трансформаторов.
Если трансформаторы собственных нужд или регулировочные установлены с силовым трансформатором, оборудованным ав- томатическим стационарным устройством пожаротушения, и при- соединены в зоне действия защиты от внутренних повреждений си- лового трансформатора, то допускается вместо разделительной перегородки выполнять автоматическую стационарную установ- ку пожаротушения трансформатора собственных нужд или регули- ровочного, объединенную с установкой пожаротушения силового трансформатора; при этом допускается сооружение общего масло- приемника.
Регулировочные трансформаторы должны устанавли- ваться в непосредственной близости от регулируемых автотрансфор- маторов, за исключением случая, когда между автотрансформатором и регулировочным трансформатором предусматривается установка токоограничивающего реактора.
Каждый масляный трансформатор, размещаемый внутри помещений, следует устанавливать в отдельной камере (исключе- ние – 6.2.5.19), расположенной на первом этаже. Допускается уста- новка масляных трансформаторов на втором этаже, а также ниже уровня пола первого этажа на 1 м в незатопляемых зонах при условии обеспечения возможности транспортирования трансформаторов на- ружу и удаления масла в аварийных случаях в соответствии с требо- ваниями, приведенными в 6.2.5.24, как для трансформаторов с объ- емом масла более 600 кг.
При необходимости установки трансформаторов внутри поме- щений выше второго этажа или ниже пола первого этажа более чем на 1 м, они должны быть с негорючим экологически чистым диэлектри- ком или сухими в зависимости от условий окружающей среды и тех- нологии производства. При размещении трансформаторов внутри по- мещений следует руководствоваться также 6.2.5.6.
Допускается установка в одной общей камере двух масляных трансформаторов с объемом масла до 3 т каждый, имеющих общее назначение, управление, защиту и рассматриваемых как один агрегат. Трансформаторы сухие и имеющие негорючее заполнение уста-
навливаются в соответствии с 6.2.6.4.
Для трансформаторов, устанавливаемых внутри поме- щений, расстояния в свету от наиболее выступающих частей транс- форматоров, расположенных на высоте 1,9 м и менее от пола, долж- ны быть:
до задней и боковых стен не менее: 0,3 м для трансформато- ров мощностью до 0,63 МВ·А; 0,6 м – для трансформаторов большей мощности;
со стороны входа до полотна двери или выступающих частей сте- ны не менее: 0,6 м – для трансформаторов мощностью до 0,63 МВ·А; 0,8 м – для трансформаторов до 1,6 МВ·А; 1 м – для трансформаторов мощностью более 1,6 МВ·А.
Пол камер масляных трансформаторов должен иметь 2%-ный уклон в сторону маслоприемника.
В камерах трансформаторов могут устанавливаться от- носящиеся к ним разъединители, предохранители и выключатели на- грузки, РВ, ОПН, заземляющие дугогасящие реакторы, а также обо- рудование системы охлаждения.
Каждая камера масляных трансформаторов должна иметь отдельный выход наружу или в смежное помещение, не относя- щееся к категории А или Б, имеющее выход непосредственно наружу.
Расстояние по горизонтали от дверного проема ворот трансформаторной камеры встроенной или пристроенной ПС до про- ема ближайшего окна или двери помещения должно быть не менее 1 м.
Выкатка трансформаторов мощностью 0,25 МВ·А и более из камер во внутренние проезды шириной менее 5 м между зданиями не допу- скается. Это требование не распространяется на камеры, выходящие в проходы и проезды внутри производственных помещений.
Вентиляционная система камер трансформаторов должна обеспечивать отвод выделяемого ими тепла (см. 6.2.5.25) и не должна быть связана с другими вентиляционными системами.
Стенки вентиляционных каналов и шахт должны быть выполнены из материалов с пределом огнестойкости согласно [67] (таблица 7.1). Вентиляционные шахты и проемы должны быть расположены таким образом, чтобы в случае образования или попадания в них влаги она не могла стекать на трансформаторы, либо должны быть применены
меры для защиты трансформатора от попадания влаги из шахты.
Вентиляционные проемы должны быть закрыты сетками с раз- мером ячейки не более 11 см и защищены от попадания через них дождя и снега.
Вытяжные шахты камер масляных трансформаторов, пристроенных к зданиям, имеющих кровлю из горючего материала, должны быть отнесены от стен здания не менее чем на 1,5 м, или кон-
струкции кровли из горючего материала должны быть защищены па- рапетом из негорючего материала высотой не менее 0,6 м. Вывод шахт выше кровли здания в этом случае необязателен.
Отверстия вытяжных шахт не должны располагаться против окон- ных проемов зданий. При устройстве выходных вентиляционных от- верстий непосредственно в стене камеры они не должны распола- гаться под выступающими элементами кровли из горючего материала или под проемами в стене здания, к которому камера примыкает.
Если над дверью или выходным вентиляционным отверстием ка- меры трансформатора имеется окно, то под ним следует устраивать козырек из негорючего материала с вылетом не менее 0,7 м. Длина ко- зырька должна быть более ширины окна не менее чем на 0,8 м в каж- дую сторону.
Трансформаторы с принудительной системой охлажде- ния должны быть снабжены устройствами для автоматического пуска и останова системы охлаждения.
Автоматический пуск должен осуществляться в зависимости от температуры верхних слоев масла и независимо от этого – по току нагрузки трансформатора.
При применении вынесенных охладительных устройств они должны размещаться так, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента и мешать проведению их обслужива- ния при работающем трансформаторе. Поток воздуха от вентилято- ров дутья не должен быть направлен на бак трансформатора.
Расположение задвижек охладительных устройств долж- но обеспечивать удобный доступ к ним, возможность отсоединения трансформатора или отдельного охладителя от системы охлаждения и выкатки трансформатора без слива масла из охладителей.
Охладительные колонки, адсорберы и другое оборудова- ние, устанавливаемое в системе охлаждения Ц (OFWF), должны рас- полагаться в помещении, температура в котором не опускается ниже
5 °С.
При этом должна быть обеспечена возможность замены адсорбен- та на месте.
Внешние маслопроводы систем охлаждения ДЦ (OFAF) и Ц (OFWF) должны выполняться из нержавеющей стали или матери- алов, устойчивых к коррозии.
Расположение маслопроводов около трансформатора не должно затруднять обслуживание трансформатора и охладителей и должно обеспечивать минимальные трудозатраты при выкатке трансформа- тора. При необходимости предусматриваются площадки и лестницы, обеспечивающие удобный доступ к задвижкам и вентиляторам дутья.
При вынесенной системе охлаждения, состоящей из отдельных охладителей, все размещаемые в один ряд одиночные или сдвоенные охладители должны устанавливаться на общий фун- дамент.
Групповые охладительные установки могут размещаться как непо- средственно на фундаменте, так и на рельсах, уложенных на фунда- мент, если предусматривается выкатка этих установок на своих катках.
Шкафы управления электродвигателями системы охлаж- дения ДЦ (OFAF), НДЦ (ODAF) и Ц (OFWF) должны устанавливать- ся за пределами маслоприемника. Допускается навешивание шкафа управления системой охлаждения Д (ONAF) на бак трансформатора, если шкаф рассчитан на работу в условиях вибрации, создаваемой трансформатором.
Трансформаторы с принудительной системой охлажде- ния должны быть снабжены сигнализацией о прекращении циркуля- ции масла, охлаждающей воды или останове вентиляторов дутья, а также об автоматическом включении или отключении резервного охладителя или резервного источника питания.
Для шкафов приводов устройств регулирования напря- жения под нагрузкой и шкафов автоматического управления системой охлаждения трансформаторов должен быть предусмотрен электриче- ский подогрев с автоматическим управлением.
Планово-предупредительный ремонт трансформаторов на ПС следует предусматривать на месте их установки с помощью ав- токранов или (и) инвентарных устройств. При этом рядом с каждым трансформатором должна быть предусмотрена площадка, рассчитан- ная на размещение элементов, снятых с ремонтируемого трансфор- матора, такелажной оснастки и оборудования, необходимого для ре- монтных работ.
В стесненных условиях на ПС допускается предусматривать одну ремонтную площадку с подведением к ней путей перекатки.
На ПС, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, следует предусматривать совмещенные порталы.
На ПС напряжением 750 кВ, расположенных в районах со слабо- развитыми и ненадежными транспортными связями, а также на ОРУ электростанций при установке на них трансформаторов, если транс- форматоры невозможно доставить на монтажную площадку гидро- электростанций и ремонтную площадку машинного зала электростан- ции, для проведения планово-предупредительных ремонтных работ допускается предусматривать стационарные устройства – башни, оборудованные мостовыми кранами, с мастерской или аппаратной маслохозяйства с коллектором для передвижных установок.
Необходимость сооружения башни определяется заданием на про- ектирование.
При открытой установке трансформаторов вдоль ма- шинного зала электростанции должна быть обеспечена возможность перекатки трансформатора к месту ремонта без разборки трансфор- матора, снятия вводов и разборки поддерживающих конструкций токо- проводов, порталов, шинных мостов и т.п.
Грузоподъемность крана в трансформаторной башне должна быть рассчитана на массу съемной части бака трансформа- тора.
Продольные пути перекатки трансформаторов на ПС должны предусматриваться:
при наличии подъездной железной дороги;
при наличии башни для ремонта трансформаторов;
при аварийном вводе в работу резервной фазы автотрансформа- тора методом перекатки, если это обосновано в сравнении с другими способами.
Аккумуляторные установки
Область применения
Требования 6.3 распространяются на все стационарные установки кислотных АБ.
Категорию помещений АБ по взрывопожарной и пожарной опасности необходимо определять на основании расчетов, проводи- мых в соответствии с требованиями ТКП 474.
Электрическая часть
Выбор электронагревательных устройств, светильников, электродвигателей вентиляции и электропроводок для помещений АБ, а также установка и монтаж указанного электрооборудования должны проводиться для взрывоопасных зон класса В-Iб, в соответ- ствии с [8] (глава 7.3).
Зарядное устройство АБ должно выбираться совместно с батареей для обеспечения всех требований (оговоренных ее изго- товителем) по поддержанию заявленного срока службы. При этом ЗУ должно обеспечивать:
уравнительный заряд АБ в автоматическом режиме без превы- шения напряжения у ППТ;
уровень пульсаций, не превышающий допустимый для ППТ;
параллельную работу нескольких ЗУ на общую нагрузку. Отклю- чение одного из ЗУ не должно приводить к потере подзаряда АБ;
ускоренное восстановление емкости АБ в течение 8 ч после ава- рийного разряда;
функцию термокомпенсации (для герметизированных АБ типа VRLA).
Аккумуляторная установка должна быть оборудована вольт- метром с переключателем и амперметрами в цепях зарядного, подза- рядного устройств и АБ.
Для зарядных и подзарядных двигателей-генераторов должны предусматриваться устройства для их отключения при появ- лении обратного тока.
В цепи АБ должен устанавливаться автоматический выклю- чатель, селективный по отношению к защитным аппаратам сети.
Подзарядное устройство должно обеспечивать стабилиза- цию напряжения на шинах батареи в пределах 1 % от номинального значения. Кроме того, подзарядные устройства должны также иметь регулировку ограничения тока нагрузки, обеспечивающую заданное производителем ограничение зарядного тока разряженной батареи при одновременном питании нагрузки. Для АБ типа СК и СН допуска- ется стабилизация напряжения 2 %. Концевые (хвостовые) элементы АБ должны иметь отдельное устройство подзаряда с той же точностью стабилизации напряжения, что и основные.
В случае применения герметизированных АБ типа VRLA подзаряд- ное устройство должно обеспечивать коррекцию выходного напряже- ния в зависимости от температуры батареи (помещения АБ).
Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в ре- жиме постоянного подзаряда. Номинальное напряжение подзаряда должно соответствовать напряжению на элементах АБ, указанному в заводских инструкциях.
Аккумуляторные установки, в которых применяется режим заряда с напряжением не более 2,3 В на элемент, должны иметь устройство, не допускающее самопроизвольного повышения напряжения более вышеуказанного уровня.
При напряжении заряда малообслуживаемых батарей выше 2,3 В на элемент (для герметизированных выше 2,4 В/эл) в аккуму- ляторных установках (помещениях) должна автоматически включать- ся приточно-вытяжная вентиляция с принудительным побуждением, а при отключенной (или остановленной) вентиляционной установке функция ускоренного заряда должна блокироваться.
Выпрямительные установки, применяемые для заряда и подзаряда АБ, должны присоединяться со стороны переменного тока через разделительный трансформатор.
Шины постоянного тока должны быть снабжены устрой- ством для постоянного контроля изоляции, позволяющим оценивать значение сопротивления изоляции и действующим на сигнал при сни- жении сопротивления изоляции одного из полюсов до 20 кОм в сети 220 В, 10 кОм – в сети 110 В, 5 кОм – в сети 48 В и 3 кОм – в сети 24 В.
Для обслуживаемых кислотных АБ следует предусматри- вать блокировку, не допускающую проведения заряда батареи с на- пряжением более 2,3 В на элемент при отключенной вентиляции.
ключен, Изм. № 1)
Аккумуляторы должны устанавливаться на стеллажах или на полках шкафа. Расстояния по вертикали между стеллажами или полками шкафа должны обеспечивать удобное обслуживание АБ. Аккумуляторы могут устанавливаться в один ряд при одностороннем их обслуживании или в два ряда – при двустороннем.
Стеллажи для установки аккумуляторов должны быть вы- полнены, испытаны на грузоподъемность и маркированы в соответ- ствии с требованиями ТНПА или технических условий; они должны быть защищены от воздействия электролита стойким покрытием.
Аккумуляторы должны быть изолированы от стеллажей, а стеллажи – от земли посредством изолирующих подкладок, стой- ких против воздействия электролита и его паров. Стеллажи для АБ напряжением не выше 48 В могут устанавливаться без изолирующих подкладок.
Проходы для обслуживания АБ должны быть шириной в свету между аккумуляторами не менее 1 м при двустороннем распо- ложении аккумуляторов и 0,8 м – при одностороннем. Размещение АБ должно проводиться с соблюдением требований ТНПА на стеллажи для стационарных установок электрических аккумуляторов.
Расстояние от аккумуляторов до отопительных приборов должно быть не менее 750 мм. Это расстояние может быть уменьше- но при условии установки тепловых экранов из несгораемых материа- лов, исключающих местный нагрев аккумуляторов.
Расстояния между открытыми токоведущими частями аккумуляторов должны быть не менее 0,8 м при напряжении от 65 до 250 В в период нормальной работы (не заряда) и 1 м – при напря- жении выше 250 В.
При установке аккумуляторов в два ряда без прохода между ря- дами напряжение между открытыми токоведущими частями соседних
аккумуляторов разных рядов не должно превышать 65 В в период нор- мальной работы (не заряда).
Электрооборудование, а также места соединения шин и кабелей должны быть расположены на расстоянии не менее 1 м от негерметич- ных аккумуляторов и не менее 0,3 м – ниже самой низкой точки потолка. Если выводы аккумуляторов и соединительные перемычки пред- варительно изолированы либо имеют изолирующие крышки, то такие
открытые токоведущие части допускается считать закрытыми.
Ошиновка АБ должна выполняться медными или алюми- ниевыми неизолированными шинами или одножильными многопро- волочными кабелями с медной жилой с кислотостойкой изоляцией, не распространяющей горение.
Соединения и ответвления медных шин и кабелей должны выпол- няться сваркой или пайкой, алюминиевых – только сваркой. Соеди- нение шин с проходными стержнями выводной плиты должно выпол- няться сваркой.
Места присоединения шин и кабелей к аккумуляторам должны об- служиваться.
Электрические соединения от выводной плиты из помещения АБ до коммутационных аппаратов и распределительного щита постоян- ного тока должны выполняться одножильными кабелями или неизо- лированными шинами.
Для прокладки следует использовать небронированные кабели в резиновой или поливинилхлоридной оболочке. Кабели прокладыва- ются открыто по стенам в коробах на скобах, по консолям или в лот- ках, на тросах и кабельных конструкциях; в лотках, на тросах соглас- но [8] (таблица 7.3.14). Применяемые короба, консоли лотки и тросы должны быть диэлектрическими.
Стеллажи АБ не заземляются. Металлические конструкции (коро- ба вентиляции и отопительные приборы) должны заводиться в поме- щение АБ заземленными.
Неизолированные проводники должны быть дважды окра- шены кислотостойкой, не содержащей спирта краской по всей длине, за исключением мест соединения шин, присоединения к аккумулято- рам и других соединений. Неокрашенные места должны быть смаза- ны техническим вазелином.
Расстояние между соседними неизолированными шинами определяется расчетом на динамическую стойкость. Указанное рас- стояние, а также расстояние от шин до частей здания и других зазем- ленных частей должно быть в свету не менее 50 мм.
Шины должны прокладываться на изоляторах и закре- пляться на них шинодержателями.
Пролет между опорными точками шин определяется расчетом на динамическую стойкость с учетом 6.3.1.20, но должен быть не бо- лее 2 м. Изоляторы, их арматура, детали для крепления шин и под- держивающие конструкции должны быть электрически и механически стойкими против длительного воздействия паров электролита. Зазем- ление поддерживающих конструкций не требуется.
Выводная плита из помещения АБ должна быть стойкой против воздействия паров электролита. Рекомендуется применять плиты из пропитанного парафином асбестоцемента, эбонита и т.п. Применение для плит мрамора, а также фанеры и других материалов слоистой структуры не допускается.
При установке плит в перекрытии плоскость плиты должна возвы- шаться над ним не менее чем на 100 мм.
При выборе и расчете АБ следует учитывать уменьшение ее емкости при температуре в помещении АБ ниже 15 °С.
В технической документации по эксплуатации АБ приводятся зна- чения емкости при отклонении температуры от номинального значе- ния (как правило, это 20 °С).
Строительная часть
Стационарные АБ должны устанавливаться в специально предназначенных для них помещениях. Допускается установка в од- ном помещении нескольких кислотных батарей.
Аккумуляторные батареи рекомендуется устанавливать в помещениях с естественным освещением. Стекла окон при есте- ственном освещении помещения, в котором осуществляются хра- нение и обслуживание АБ, должны быть матовыми или покрытыми белой краской, стойкой к агрессивной среде. Также допускается при- менение матовых или иных пленок для защиты (рассеивания) от сол- нечного излучения.
Освещение помещений АБ выполняется по ТКП 181 (пункт 5.11.9).
Переносные аккумуляторы закрытого типа (например, стар- терные), применяемые для питания стационарных электроустановок, а также открытые АБ до 60 В общей емкостью не более 72 А·ч могут устанавливаться как в отдельном помещении с вентиляцией, имею- щей естественное побуждение, так и в общем производственном по- мещении категории В4 и Д по взрывопожарной и пожарной опасности, в вентилируемых металлических шкафах с удалением воздуха вне помещения. Переносные аккумуляторы закрытого типа, работающие в режиме разряда или постоянного подзаряда, заряд которых произво- дится вне места их установки, могут быть установлены и в металличе- ских шкафах с жалюзи без удаления воздуха вне помещения.
Герметизированные стационарные аккумуляторы типа VRLA, заряд которых проводится при напряжении не выше 2,3 В на эле- мент, могут устанавливаться в общем производственном категории В4 и Д по взрывопожарной и пожарной опасности при условии уста- новки над ними вентиляционного зонта.
Помещение АБ должно быть:
расположено возможно ближе к зарядным устройствам и распре- делительному щиту постоянного тока;
изолировано от попадания в него пыли, испарений и газа, а также от проникновения воды через перекрытие;
легко доступно для обслуживающего персонала.
Кроме того, помещение АБ не следует размещать вблизи источни- ков вибрации и тряски.
Вход в помещение АБ должен осуществляться через там- бур по [4]. Для помещений с необслуживаемыми герметизированными АБ типа VRLA это требование необязательно.
При помещениях АБ должна быть отдельная комната пло- щадью не менее 4 м2 для хранения кислоты, сепараторов и принад- лежностей для приготовления электролита.
Для необслуживаемых герметизированных АБ типа VRLA с сорби- рованным электролитом это не требуется.
Потолки помещений АБ должны быть, как правило, гори- зонтальными и гладкими. Допускаются потолки с выступающими конструкциями или наклонные при условии выполнения требований 6.3.4.4.
Полы помещений АБ должны быть строго горизонтальны- ми, на бетонном основании с кислотостойким покрытием (керамиче- ские кислотостойкие плитки с заполнением швов кислотостойким ма- териалом или асфальт).
При установке стеллажей на асфальтовом покрытии должны быть применены опорные площадки из прочного кислотостойкого материа- ла. Установка стеллажей непосредственно на асфальтовое покрытие не допускается.
Внутри помещений АБ и кислотной, а также у дверей этих поме- щений должен быть устроен плинтус из кислотостойкого материала.
Стены, потолки, двери и оконные рамы, вентиляционные короба (с наружной и внутренней сторон), металлические конструкции и другие части помещений АБ должны окрашиваться кислотостойкой краской.
При размещении аккумуляторов в вытяжных шкафах вну- тренняя поверхность шкафов должна быть окрашена кислотостойкой краской.
В помещениях АБ с номинальным напряжением более 250 В в проходах для обслуживания должны устанавливаться дере- вянные решетки, изолирующие персонал от пола.
При применении инвентарных вентиляционных устройств должны быть предусмотрены места для их установки и выводы к ним коробов приточно-вытяжной вентиляции помещения АБ.
Санитарно-техническая часть
В помещениях, в которых АБ работают в режиме постоянно- го подзаряда и заряда при напряжении до 2,3 В на элемент, на период формовки батарей и контрольных подзарядов должны использоваться устройства принудительной приточно-вытяжной вентиляции.
Помещения АБ, в которых проводится подзаряд и заряд АБ типа VLA [68] (открытого типа) напряжением более 2,3 В на элемент или или герметизированных типа VRLA [69] напряжением более 2,4 В на элемент, должны быть оборудованы стационарной принуди- тельной приточно-вытяжной вентиляцией.
Для герметизированных АБ при напряжении подзаряда и заряда до 2,4 В на элемент устройство стационарной принудительной при- точно-вытяжной вентиляции не требуется.
Требуемый объем свежего воздуха в час V, м3/ч, для вентиляции по- мещений, в которых расположены АБ, определяется по формуле [70]
V k n IгазC 10–3, (6.3.1)
где k – расчетный коэффициент, k 0,05 м3/А·ч; n – количество элементов АБ;
Iгаз – ток, образующий газ, мА, на номинальную емкость, Ач; зна- чение Iгаз определяется изготовителем. При отсутствии данных для ускоренного заряда АБ открытого типа значение тока при-
нимается равным 20 мА, для герметизированных АБ – 8 мА [70]; С – номинальная емкость АБ, А·ч.
Если расчетный объем свежего воздуха в час по формуле (6.3.1) меньше объема однократного воздухообмена в помещении, то для вен- тиляции помещения АБ необходимо обеспечить в нем не менее чем двукратный воздухообмен принудительной приточно-вытяжной венти- ляцией.
Вентиляционная система помещений АБ должна обслу- живать только АБ и кислотную. Выброс газов должен производить- ся через шахту, возвышающуюся над крышей здания не менее чем
на 1,5 м. Шахта должна быть защищена от попадания в нее атмосфер- ных осадков. Включение вентиляции в дымоходы или в общую систе- му вентиляции здания запрещается.
При устройстве принудительной вытяжной вентиляции вен- тилятор должен иметь взрывобезопасное исполнение.
В вентиляционной установке, устанавливаемой для обслуживания малообслуживаемых аккумуляторов, рекомендуется применение ос- новного и резервного вентиляторов (двигателей).
Отсос газов должен проводиться как из верхней, так и из нижней части помещения со стороны, противоположной притоку свежего воздуха.
Если потолок имеет выступающие конструкции или наклон, то должна быть предусмотрена вытяжка воздуха соответственно из каждого отсека или из верхней части пространства под потолком.
Расстояние от верхней кромки верхних вентиляционных отверстий до потолка должно быть не более 100 мм, а от нижней кромки нижних вентиляционных отверстий до пола – не более 300 мм.
Поток воздуха из вентиляционных каналов не должен быть направ- лен непосредственно на поверхность электролита аккумуляторов.
Металлические вентиляционные короба не должны располагаться над открытыми аккумуляторами.
Применение инвентарных вентиляционных коробов в помещениях АБ не допускается.
Скорость воздуха в помещениях АБ и кислотных в случае рабо- ты вентиляционных устройств должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005. Содержание серной кислоты в воздухе помещений АБ не должно превышать предельно допустимую концентрацию, установ- ленную ГОСТ 12.1.007.
При устройстве аккумуляторных установок с применением батарей открытого [68] или герметизированного типа [69] допускается реализа- ция иных (не указанных в настоящем техническом кодексе) решений, которые регламентированы во взаимосвязанных ТНПА, область при- менения которых распространяется на данные аккумуляторные уста- новки. Требования к элементам аккумуляторной установки не должны нарушать меры безопасности, изложенные в системе стандартов без- опасности труда.
Температура в помещениях АБ в холодное время на уровне расположения аккумуляторов должна быть не ниже 10 °С.
На ПС без постоянного дежурства персонала, если АБ выбрана из расчета работы только на включение и отключение выключателей, допускается принимать указанную температуру не ниже 5 °С.
Отопление помещения АБ рекомендуется осуществлять при помощи калориферного устройства, располагаемого вне этого по- мещения и подающего теплый воздух через вентиляционный канал. При применении электроподогрева должны быть приняты меры про- тив заноса искр через канал.
При устройстве парового или водяного отопления оно должно вы- полняться в пределах помещения АБ гладкими трубами, соединенными сваркой. Фланцевые соединения и установка вентилей запрещаются.
Отопление помещений герметизированных АБ типа VRLA допу- скается выполнять при помощи электронагревательных приборов. Рекомендуется применение данных приборов с автоматическим ре- гулированием температуры. Подключение электронагревателей осу- ществляется стационарно.
Установка выключателей и розеток в помещении АБ запрещается.
На электростанциях, а также ПС, оборудованных водопро- водом, в помещении кислотной, предназначенной для обслужива- ния АБ, должны быть установлены водопроводный кран и раковина. На электростанциях для периодического обслуживания малообслу- живаемых АБ рекомендуется подводить к раковине химически обес- соленный конденсат турбины (химически обессоленную воду – ХОВ), соответствующий требованиям ГОСТ 6709 на дистиллированную воду. Подвод ХОВ в тамбур должен осуществляться по трубам из не- ржавеющей стали. Над раковиной должна быть надпись «Кислоту и электролит не сливать».
ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ УСТАНОВКИ
Генераторы и синхронные компенсаторы
Общие требования
Подраздел 7.1 распространяется на стационарную уста- новку в специальных помещениях (машинных залах) или на от- крытом воздухе генераторов тепловых и гидравлических электро- станций, а также синхронных компенсаторов. Указанные установки должны отвечать также требованиям, приведенным в [8] (глава 5.1, за исключением 5.1.2; 5.1.15, пункт 8; 5.1.17; 5.1.31–5.1.33). Установ- ка вспомогательного оборудования генераторов и синхронных ком- пенсаторов (электродвигателей, РУ и пускорегулирующей аппарату- ры, щитов и др.) должна соответствовать требованиям настоящего технического кодекса.
Генераторы, синхронные компенсаторы и их вспомогатель- ное оборудование, устанавливаемые на открытом воздухе, должны иметь специальное исполнение.
Конструкция генераторов и синхронных компенсаторов должна обеспечивать их нормальную эксплуатацию и течение 30–
40 лет с возможностью замены изнашивающихся и повреждаемых деталей и узлов при помощи основных грузоподъемных механизмов и средств малой механизации без полной разборки машины.
Конструкциями гидрогенератора и системы его водоснабжения должна быть предусмотрена возможность полного удаления воды и отсутствия застойных зон при ремонте в любое время года.
Генераторы и синхронные компенсаторы должны быть обо- рудованы контрольно-измерительными приборами в соответствии с [8] (глава 1.6), устройствами управления, сигнализации, защиты в соот- ветствии с [8] (пункты 3.2.34–3.2.50, 3.2.72–3.2.90), устройствами АГП защиты ротора от перенапряжений, АРВ в соответствии с [8] (пункты 3.3.52–3.3.60), а также устройствами автоматики для обеспечения ав- томатического пуска, работы и останова агрегата. Кроме того, турбо- генераторы мощностью 100 МВт и более и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением должны быть оборудованы устройствами дистанционного контроля вибрации подшипников. Турбо- и гидрогене- раторы мощностью 300 МВт и более должны быть оборудованы также информационно-диагностическими устройствами (осциллографами) с записью предаварийного процесса.
Панели управления, релейной защиты, автоматики, воз- буждения и непосредственного водяного охлаждения гидрогенерато- ра должны, как правило, размещаться в непосредственной близости от него.
Электрические и механические параметры мощных тур- бо- и гидрогенераторов должны, как правило, приниматься оптималь- ными с точки зрения нагрузочной способности. При необходимости обеспечения устойчивости работы параметры генераторов могут при- ниматься отличными от оптимальных с точки зрения нагрузочной спо- собности при обосновании технико-экономическими расчетами.
Напряжение генераторов должно приниматься на осно- ве технико-экономических расчетов в соответствии с требованиями ГОСТ 183, ГОСТ IEC 60034-3.
Установка дополнительного оборудования для использова- ния гидрогенераторов в качестве синхронных компенсаторов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами.
Для монтажа, разборки и сборки генераторов, синхронных компенсаторов и их вспомогательного оборудования должны быть
предусмотрены стационарные, передвижные или инвентарные подъ- емно-транспортные приспособления и механизмы.
При применении наружных грузоподъемных кранов гидро- электростанций должны быть предусмотрены простые мероприятия для исключения воздействия дождя и снега на оборудование при про- должительном раскрытии помещений и монтажных площадок.
Электростанции должны иметь помещения для хранения резервных стержней обмотки статора. Помещения должны быть сухи- ми, отапливаемыми, с температурой не ниже 5 °С, оборудованными специальными стеллажами.
Охлаждение и смазка
При питании aгpecсивнo воздействующей водой газоохла- дители, теплообменники и маслоохладители, трубопроводы и армату- ра к ним должны выполняться из материалов, стойких к воздействию коррозии.
Генераторы и синхронные компенсаторы с разомкнутой системой охлаждения и гидрогенераторы мощностью 1 МВт и бoлее с частичным отбором воздуха для отопления должны быть снабже- ны фильтрами для очистки входящего в них извне воздуха, а также устройствами для быстрого прекращения его подачи в случае возго- рания генератора или синхронного компенсатора.
Для генераторов и синхронных компенсаторов с замкнутой системой воздушного охлаждения должны быть выполнены следую- щие мероприятия:
камеры холодного и горячего воздуха должны иметь плотно за- крывающиеся остекленные смотровые лючки;
двери камер холодного и горячего воздуха должны быть сталь- ными, плотно закрывающимися, открывающимися наружу и иметь са- мозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внутренней сторо- ны камер;
внутри камер холодного и горячего воздуха должно быть обору- довано освещение с выключателями, вынесенными наружу;
короба горячего воздуха, а также конденсаторы и водопроводы паровых турбин, если они находятся в камерах охлаждения, должны быть покрыты тепловой изоляцией во избежание подогрева холодного воздуха и конденсации влаги на поверхности труб;
в камерах холодного воздуха должны быть устроены кюветы для удаления сконденсировавшейся на воздухоохладителях воды. Для турбогенераторов конец трубы, выводящей воду в дренажный канал, должен снабжаться гидравлическим затвором, при этом реко-
мендуется установка устройства сигнализации, реагирующего на по- явление воды в сливной трубе;
корпус, стыки, воздуховод и другие участки должны быть тща- тельно уплотнены для предотвращения присоса воздуха в замкнутую систему вентиляции. В дверях камер холодного воздуха турбогенера- торов и синхронных компенсаторов должен быть выполнен организо- ванный присос воздуха через фильтр, который устанавливается в об- ласти разрежения (после воздухоохладителя);
стены камер и воздушных коробов должны быть плотными и окрашены светлой, не поддерживающей горения краской или об- лицованы глазурованными плитками либо пластиковым покрытием, не поддерживающим горения. Полы камер и фундаменты должны иметь покрытие, не допускающее образования пыли, например, це- ментное с мраморной крошкой, из керамической плитки.
Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водород- ным охлаждением должны быть оборудованы:
установкой централизованного снабжения водородом с механи- зацией погрузки и разгрузки газовых баллонов, газопроводами подпит- ки газом и приборами контроля параметров газа (давления, чистоты и др.) в генераторе (синхронном компенсаторе).
Для подачи водорода от газовых резервуаров в машинный зал предусматривается одна магистраль (при необходимости могут быть проложены две). Схема газопроводов выполняется кольцевой секци- онированной. Для синхронных компенсаторов выполняется одна ма- гистраль.
Для предупреждения образования взрывоопасной газовой смеси на питающих водородных линиях и на линиях подачи воздуха должна быть обеспечена возможность создания видимых разрывов перед тур- богенератором и синхронным компенсатором;
установкой централизованного снабжения инертным газом (углекислым газом или азотом) с механизацией погрузки и разгрузки газовых баллонов для вытеснения водорода или воздуха из генера- тора (синхронного компенсатора), для продувки и тушения пожара в главном масляном баке турбины, опорных подшипниках генератора и токопроводах;
основным, резервным (а турбогенераторы, кроме того, и аварий- ным) источниками маслоснабжения водородных уплотнений, демп- ферным баком для питания торцовых уплотнений маслом в течение времени, необходимого для аварийного останова генератора со сры- вом вакуума турбины, для турбогенераторов мощностью 60 МВт и бо- лее. Резервный и аварийный источники маслоснабжения должны ав- томатически включаться в работу при отключении рабочего источника маслоснабжения, а также при снижении давления масла;
автоматическими регуляторами давления масла на водородных уплотнениях турбогенераторов. В схеме маслоснабжения обходные вентили регуляторов должны быть регулировочными, а не запорными для исключения бросков давления масла при переходах с ручного ре- гулирования на автоматическое и обратно;
устройствами для осушки водорода, включенными в контур цир- куляции водорода в генераторе или синхронном компенсаторе;
предупредительной сигнализацией, действующей при неисправ- ностях газомасляной системы водородного охлаждения и отклонении ее параметров (давления, чистоты водорода, перепада давления мас- ло – водород) от заданных значений;
контрольно-измерительными приборами и реле автомати- ки для контроля и управления газомасляной системой водородного охлаждения. При этом не допускается размещение газовых и электри- ческих приборов на одной закрытой панели;
вентиляционными установками в местах скопления газа главно- го масляного бака, масляных камер на сливе, основных подшипников турбогенератора и т.д.
В фундаментах турбогенераторов и синхронных компенсаторов не должно быть замкнутых пространств, в которых возможно скопле- ние водорода. При наличии объемов, ограниченных строительными конструкциями (балки, ригели и др.), в которых возможно скопление водорода, из наиболее высоких точек этих объемов должен быть обеспечен свободный выход водорода вверх (например, путем за- кладки труб);
дренажными устройствами для слива воды и масла из корпуса. Система дренажа должна исключать возможность перетока горя-
чего газа в отсеки холодного газа;
указателем появления жидкости в корпусе турбогенератора (синхронного компенсатора);
источником сжатого воздуха с избыточным давлением не менее 0,2 МПа с фильтром и осушителем воздуха.
Генераторы и синхронные компенсаторы с водяным охлаж- дением обмоток должны быть оборудованы:
трубопроводами подачи и слива дистиллята, выполненными из материалов, стойких к воздействию коррозии;
основным и резервным насосами дистиллята;
механическими, магнитными и ионитовыми фильтрами дистил- лята и устройствами для очистки дистиллята от газовых примесей. Дистиллят не должен иметь примесей солей и газов;
расширительным баком с защитой дистиллята от внешней среды;
основным и резервным теплообменниками для охлаждения дис- тиллята.
В качестве первичной охлаждающей воды в теплообменниках должны применяться: для гидрогенераторов и синхронных компенса- торов – техническая вода, для турбогенераторов – конденсат от кон- денсатных насосов турбины и как резерв техническая вода oт цирку- ляционных насосов газоохладителей генераторов;
предупредительной сигнализацией и защитой, действующей при отклонениях от нормального режима работы системы водяного охлаждения;
контрольно-измерительными приборами и реле автоматики для контроля и управления системой водяного охлаждения;
устройствами обнаружения утечки водорода в тракт водяного охлаждения обмоток статора;
контрольными трубками с кранами, выведенными наружу из выс- ших точек сливного и напорного коллекторов дистиллята, для удале- ния воздуха из системы водяного охлаждения обмотки статора во вре- мя заполнения ее дистиллятом.
В каждой системе трубопроводов, подводящих воду к газо- охладителям, теплообменникам и маслоохладителям, следует уста- новить фильтры, при этом должна быть предусмотрена возможность их очистки и промывки без нарушения нормальной работы генератора и синхронного компенсатора.
Каждая секция газоохладителей и теплообменников долж- на иметь задвижки для отключения ее от напорного и сливного коллек- торов и для распределения воды по отдельным секциям.
На общем трубопроводе, отводящем воду из всех секций охладите- лей каждого генератора, должна быть установлена задвижка для регу- лирования расхода воды через все секции охладителя. Для турбогене- раторов штурвальный привод этой задвижки рекомендуется вывести на уровень пола машинного зала.
Каждая секция газоохладителей и теплообменников в са- мой высокой точке должна иметь краны для выпуска воздуха.
В системе охлаждения газа или воздуха турбогенераторов и синхронных компенсаторов должно быть предусмотрено регулиро- вание температуры охлаждающей воды при помощи рециркуляцион- ных устройств.
В схеме подачи охлаждающей воды должно быть пред- усмотрено автоматическое включение резервного насоса при отклю- чении работающего, а также при снижении давления охлаждающей воды. У синхронных компенсаторов должно быть предусмотрено ре- зервное питание от постоянно действующего надежного источника охлаждающей воды (система технической воды, баки и т.п.).
На питающих трубопроводах технического водоснабжения генераторов должны устанавливаться расходомеры.
На площадке турбины, соединенной с турбогенератором, который имеет водяное или водородное охлаждение, должны быть установлены:
манометры, показывающие давление охлаждающей воды в на- порном коллекторе, давление водорода в корпусе турбогенератора, давление углекислого газа (азота) в газопроводе к генератору;
устройства сигнализации снижения давления воды в напорном коллекторе;
пост газового управления;
щиты управления газомасляным и водяным хозяйством.
На месте установки насосов газоохладителей, теплооб- менников и маслоохладителей должны быть установлены манометры на напорном коллекторе и на насосах.
На напорных и сливных трубопроводах газоохладителей, теплообменников и маслоохладителей должны быть встроены гильзы для ртутных термометров.
Для синхронных компенсаторов, устанавливаемых на от- крытом воздухе, должна предусматриваться возможность слива воды из охлаждающей системы при останове агрегата.
Газовая система должна удовлетворять требованиям нор- мальной эксплуатации водородного охлаждения и проведения опера- ций по замене охлаждающей среды в турбогенераторе и синхронном компенсаторе.
Газовая сеть должна выполняться из цельнотянутых труб с применением газоплотной арматуры. Газопроводы должны быть до- ступны для осмотра и ремонта и иметь защиту от механических по- вреждений.
Трубопроводы циркуляционных систем смазки и водород- ных уплотнений турбогенераторов и синхронных компенсаторов с во- дородным охлаждением должны выполняться из цельнотянутых труб.
У турбогенераторов мощностью 3 МВт и более подшип- ники со стороны, противоположной турбине, подшипники возбудителя и водородные уплотнения должны быть электрически изолированы от корпуса и маслопроводов.
Конструкция изолированного подшипника и водородных уплот- нений должна обеспечивать проведение периодического контроля их изоляции во время работы агрегата. У синхронного компенсатора подшипники должны быть электрически изолированы от корпуса ком- пенсатора и маслопроводов. У синхронного компенсатора с непосред-
ственно присоединенным возбудителем допускается изолировать только один подшипник (со стороны, противоположной возбудителю).
У гидрогенераторов подпятники и подшипники, расположенные над ротором, должны быть электрически изолированы от корпуса.
На каждом маслопроводе электрически изолированных подшипников турбогенераторов, синхронных компенсаторов и гори- зонтальных гидрогенераторов следует устанавливать последователь- но два электрически изолированных фланцевых соединения.
Подшипники турбогенераторов, синхронных компенсато- ров и их возбудителей, а также водородные уплотнения, масляные ванны подшипников и подпятников гидрогенераторов должны быть выполнены таким образом, чтобы исключалась возможность разбрыз- гивания масла и попадания масла и его паров на обмотки, контактные кольца и коллекторы.
Сливные патрубки подшипников с циркуляционной смазкой и во- дородных уплотнений должны иметь смотровые стекла для наблюде- ния за струей выходящего масла. Для освещения смотровых стекол должны применяться светильники, присоединенные к сети аварийного освещения.
Для турбогенераторов с непосредственным водородным охлаждением обмоток должны быть установлены автоматические га- зоанализаторы контроля наличия водорода в картерах подшипников и закрытых токопроводах.
Смешанные системы охлаждения генераторов и синхрон- ных компенсаторов должны соответствовать 7.1.2.2–7.1.2.5.
Системы возбуждения
Системой возбуждения называется совокупность оборудо- вания, аппаратов и устройств, объединенных соответствующими це- пями, которая обеспечивает необходимое возбуждение генераторов и синхронных компенсаторов в нормальных и аварийных режимах, предусмотренных ТНПА.
В СВ генератора (синхронного компенсатора) входят: возбудитель (генератор постоянного тока, генератор переменного тока с выпря- мителем или трансформатор с преобразователем), автоматический регулятор возбуждения, коммутационная аппаратура, измерительные приборы, средства защиты ротора от перенапряжений и защиты обо- рудования СВ от повреждений.
Требования, приведенные в 7.1.3.2–7.1.3.18, распространя- ются на стационарные установки СВ турбо- и гидрогенераторов, син- хронных компенсаторов.
Электрооборудование и аппаратура СВ должны соответ- ствовать требованиям ГОСТ 21558 на синхронные генераторы и ком- пенсаторы и техническим условиям на это оборудование и аппаратуру.
Системы возбуждения, у которых действующее значение эксплуатационного напряжения или длительного перенапряжения (например, при форсировке возбуждения) превышает 1 кВ, должны выполняться в соответствии с технической документацией и ТНПА, предъявляемыми к электроустановкам выше 1 кВ. При определении перенапряжений для вентильных СВ учитываются и коммутационные перенапряжения.
Системы возбуждения должны быть оборудованы устрой- ствами управления, защиты, сигнализации и контрольно-измеритель- ными приборами в объеме, обеспечивающем автоматический пуск, работу во всех предусмотренных режимах, а также останов генерато- ра и синхронного компенсатора на электростанциях и ПС без постоян- ного дежурства персонала.
Пульты и панели управления, приборы контроля и аппа- ратура сигнализации системы охлаждения, а также силовые преоб- разователи тиристорных или иных полупроводниковых возбудителей должны размещаться в непосредственной близости один от друго- го. Допускается установка теплообменников в другом помещении, при этом панель управления теплообменником должна устанавли- ваться рядом с ним.
Пульт (панель), с которого может проводиться управление возбуж- дением, должен быть оборудован приборами контроля возбуждения.
Выпрямительные установки СВ генераторов и синхрон- ных компенсаторов должны быть оборудованы сигнализацией и за- щитой, действующими при повышении температуры охлаждающей среды или вентилей сверх допустимой, а также снабжены приборами для контроля температуры охлаждающей среды и силы тока установ- ки. При наличии в выпрямительной установке нескольких групп выпря- мителей должна контролироваться сила тока каждой группы.
Системы возбуждения должны быть оборудованы устрой- ствами контроля изоляции, позволяющими осуществлять измерение изоляции в процессе работы, а также сигнализировать о снижении со- противления изоляции ниже нормы.
Цепи СВ, связанные с анодами и катодами выпрямитель- ных установок, должны выполняться с уровнем изоляции, соответ- ствующим испытательным напряжениям анодных и катодных цепей.
Связи анодных цепей выпрямителей, катодных цепей отдель- ных групп, а также других цепей при наличии нескомпенсированных
пульсирующих или переменных токов должны выполняться кабелем без металлических оболочек.
Цепи напряжения обмотки возбуждения генератора или синхрон- ного компенсатора для измерения и подключения устройства АРВ должны выполняться отдельным кабелем с повышенным уровнем изоляции без захода через обычные ряды зажимов. Присоединение к обмотке возбуждения должно проводиться через рубильник.
При применении устройств АГП с разрывом цепи ротора, а также при использовании статических возбудителей с преобразова- телями обмотка ротора должна защищаться разрядником многократ- ного действия. Допускается применение разрядника однократного действия. Разрядник должен быть подключен параллельно ротору через активное сопротивление, рассчитанное на длительную работу при пробое разрядника в режиме с напряжением возбуждения, рав- ным 110 % номинального.
Разрядники, указанные в 7.1.3.10, должны иметь сигнали- зацию срабатывания.
Система возбуждения генераторов и синхронных компен- саторов должна выполняться таким образом, чтобы:
отключение любого из коммутационных аппаратов в цепях АРВ и управления возбудителем не приводило к ложным форсировкам в процессе пуска, останова и работы генератора на холостом ходу;
исчезновение напряжения оперативного тока в цепях АРВ и управления возбудителем не приводило к нарушению работы гене- ратора и синхронного компенсатора;
имелась возможность проводить ремонтные и другие работы на выпрямителях и их вспомогательных устройствах при работе тур- богенератора на резервном возбудителе. Это требование не относит- ся к БСВ;
исключалась возможность повреждения системы возбуждения при КЗ в цепях ротора и на его контактных кольцах. В случае примене- ния статических преобразователей допускается защита их автомати- ческими выключателями и плавкими предохранителями.
Тиристорные СВ должны предусматривать возможность гашения поля генераторов и синхронных компенсаторов переводом преобразователя в инверторный режим.
В СВ со статическими преобразователями, выполненными по схе- ме самовозбуждения, а также в СВ с электромашинными возбудителя- ми должно быть применено устройство АГП.
Все СВ (основные и резервные) должны иметь устрой- ства, обеспечивающие полное развозбуждение машины при подаче импульса на гашение поля, независимо от срабатывания АГП.
Система водяного охлаждения возбудителя должна обес- печивать возможность полного спуска воды из системы, выпуска воз- духа при заполнении системы водой, периодической чистки теплооб- менников.
Закрытие и открытие задвижек системы охлаждения на одном из возбудителей не должны приводить к изменению режима охлажде- ния на другом возбудителе.
Пол помещений выпрямительных установок с водяной системой охлаждения должен быть выполнен таким образом, чтобы при утечках воды исключалась возможность ее попадания на токопро- воды, КРУ и другое электрооборудование, расположенное ниже систе- мы охлаждения.
Электромашинные возбудители постоянного тока (основ- ные при работе без АРВ и резервные) должны иметь релейную фор- сировку возбуждения.
Турбогенераторы должны иметь резервное возбужде- ние, схема которого должна обеспечивать переключение с рабочего возбуждения на резервное и обратно без отключения генераторов от сети. Для турбогенераторов мощностью 12 МВт и менее необходи- мость резервного возбуждения устанавливается главным инженером энергосистемы.
На гидроэлектростанциях резервные возбудители не устанавли- ваются.
На турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмотки ротора переключение с рабочего возбуждения на резервное и обратно должно проводиться дистанционно.
Система возбуждения гидрогенератора должна обеспечи- вать возможность его начального возбуждения при отсутствии пере- менного тока в системе собственных нужд гидроэлектростанции.
По требованию заказчика СВ должна быть рассчитана на автоматическое управление при останове в резерв синхронных ге- нераторов и компенсаторов и пуске находящихся в резерве.
Все СВ на время выхода из строя АРВ должны иметь сред- ства, обеспечивающие нормальное возбуждение, развозбуждение и гашение поля синхронной машины.
Размещение и установка генераторов и синхронных компенсаторов
Расстояния от генераторов и синхронных компенсаторов до стен зданий, а также расстояния между ними должны определять- ся по технологическим условиям, однако они должны быть не менее приведенных в [8] (пункты 5.1.11–5.1.13).
Размеры машинного зала должны выбираться с учетом:
возможности монтажа и демонтажа агрегатов без останова ра- ботающих aгpeгaтов;
применения кранов со специальными, преимущественно жест- кими захватными приспособлениями, позволяющими полностью ис- пользовать ход крана;
отказа от подъема и опускания краном отдельных длинных, но относительно легких деталей агрегата (штанги, тяги) с их монтажом специальными подъемными приспособлениями;
возможности размещения узлов и деталей во время монтажа и ремонта агрегата.
Фундамент и конструкция генераторов и синхронных ком- пенсаторов должны быть выполнены так, чтобы при работе оборудо- вания вибрация оборудования, фундамента и здания не превышала значений, установленных нормами.
Вблизи гидрогенераторов допускается установка воздухо- сборников сжатого воздуха.
Баллоны с углекислым газом (азотом), устанавливаемые в центральной углекислотной (азотной) установке, должны храниться в условиях, определяемых нормативными правовыми актами и ТНПА в этой области.
Электродвигатели и их коммутационные аппараты
Область применения
Настоящий подраздел распространяется на электродвига- тели и их коммутационные аппараты в стационарных установках про- изводственных и других помещений различного назначения. На эти установки распространяются также требования, приведенные в [8] (пункты 5.1.11, 5.1.13, 5.1.17, 5.1.19) и соответствующие требования других разделов, не противоречащие требованиям настоящего под- раздела.
Общие требования
Меры по обеспечению надежности питания должны вы- бираться в соответствии с [8] (глава 1.2) в зависимости от категории ответственности электроприемников. Эти меры могут применяться не к отдельным электродвигателям, а к питающим их трансформа- торам и преобразовательным ПС, распределительным устройствам и пунктам.
Резервирование линии, непосредственно питающей электродви- гатель, не требуется независимо от категории надежности электро- снабжения.
Если необходимо обеспечить непрерывность технологиче- ского процесса при выходе из строя электродвигателя, его коммута- ционной аппаратуры или линии, непосредственно питающей электро- двигатель, резервирование следует осуществлять путем установки резервного технологического агрегата или другими способами.
Электродвигатели и их коммутационные аппараты должны быть выбраны и установлены таким образом и в необходимых слу- чаях обеспечены такой системой охлаждения, чтобы температура их при работе не превышала допустимой по 7.2.3.12.
Электродвигатели и аппараты должны быть установлены таким образом, чтобы они были доступны для осмотра и замены, а также по возможности для ремонта на месте установки. Если элек- троустановка содержит электродвигатели или аппараты массой 100 кг и более, то должны быть предусмотрены приспособления для их та- келажа.
Вращающиеся части электродвигателей и части, соединяю- щие электродвигатели с механизмами (муфты, шкивы), должны иметь ограждения от случайных прикосновений.
Электродвигатели и их коммутационные аппараты должны быть заземлены или занулены в соответствии с 4.3.
Исполнение электродвигателей должно соответствовать ус- ловиям окружающей среды.
Трехфазные асинхронные электродвигатели напряжением до 1 кВ мощностью от 7,5 до 375 кВт должны соответствовать классу энергоэффективности не ниже IE3, допускается устанавливать электро- двигатели класса IE2 при их работе с частотно-регулируемым приводом.
Выбор электродвигателей
Электрические и механические параметры электродвига- телей (номинальные мощность, напряжение, частота вращения, от- носительная продолжительность рабочего периода, пусковой, мини- мальный, максимальный моменты, пределы регулирования частоты вращения и т.п.) должны соответствовать параметрам приводимых ими механизмов во всех режимах их работы в данной установке.
Для механизмов, сохранение которых в работе после кра- тковременных перерывов питания или понижения напряжения, обу- словленных отключением КЗ, действием АПВ или АВР, необходимо по технологическим условиям и допустимо по условиям техники без- опасности, должен быть обеспечен самозапуск их электродвигателей.
Применять для механизмов с самозапуском электродвигатели и трансформаторы большей мощности, чем это требуется для их нор- мальной длительной работы, как правило, не требуется.
Для привода механизмов, не требующих регулирования частоты вращения, независимо от их мощности рекомендуется при- менять электродвигатели синхронные или асинхронные с короткоза- мкнутым ротором.
Для привода механизмов, имеющих тяжелые условия пуска или работы либо требующих изменения частоты вращения, следует применять электродвигатели с наиболее простыми и экономичными методами пуска или регулирования частоты вращения, возможными в данной установке.
Синхронные электродвигатели, как правило, должны иметь устройства форсировки возбуждения или компаундирования.
Синхронные электродвигатели в случаях, когда они по сво- ей мощности могут обеспечить регулирование напряжения или режи- ма реактивной мощности в данном узле нагрузки, должны иметь АРВ согласно [8] (пункт 3.3.39).
Электродвигатели постоянного тока допускается приме- нять только в тех случаях, когда электродвигатели переменного тока не обеспечивают требуемых характеристик механизма или неэконо- мичны.
Электродвигатели, устанавливаемые в помещениях с нормальной средой, как правило, должны иметь исполнение IP00 или IP20.
Электродвигатели, устанавливаемые на открытом воздухе, должны иметь исполнение не менее IP44 или специальное, соответ- ствующее условиям их работы (например, для открытых химических установок, для особо низких температур).
Электродвигатели, устанавливаемые в помещениях, где возможно оседание на их обмотках пыли и других веществ, наруша- ющих естественное охлаждение, должны иметь исполнение не менее IP44 или продуваемое с подводом чистого воздуха. Корпус продувае- мого электродвигателя, воздуховоды и все сопряжения и стыки долж- ны быть тщательно уплотнены для предотвращения присоса воздуха в систему вентиляции.
При продуваемом исполнении электродвигателя рекомендуется предусматривать задвижки для предотвращения всасывания окружа- ющего воздуха при останове электродвигателя. Подогрев наружного (холодного) воздуха не требуется.
Электродвигатели, устанавливаемые в сырых или особо сырых местах, должны иметь исполнение не менее IP43 и изоляцию,
рассчитанную на действие влаги и пыли (со специальной обмазкой, влагостойкую и т.п.).
Электродвигатели, устанавливаемые в местах с химически активными парами или газами, должны иметь исполнение не менее IP44 или продуваемое с подводом чистого воздуха при соблюдении требований, приведенных в 7.2.3.9. Допускается также применение электродвигателей исполнения не менее IP33, но с химически стойкой изоляцией и с закрытием открытых неизолированных токоведущих ча- стей колпаками или другим способом.
Для электродвигателей, устанавливаемых в помещениях с температурой воздуха более 40 °С, должны выполняться меропри- ятия, исключающие возможность их недопустимого нагрева (напри- мер, принудительная вентиляция с подводом охлаждающего воздуха, наружный обдув и т.п.).
При замкнутой принудительной системе вентиляции элек- тродвигателей следует предусматривать приборы контроля темпера- туры воздуха и охлаждающей воды.
Электродвигатели, снабженные заложенными в обмот- ки или магнитопроводы термоиндикаторами, должны иметь выводы от последних на специальные щитки, обеспечивающие удобство про- ведения периодических измерений. Щитовые измерительные прибо- ры для этого, как правило, не должны предусматриваться.
Установка электродвигателей
Электродвигатели должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы была исключена возможность попадания на их обмотки и токосъемные устройства воды, масла, эмульсии и т.п., а ви- брация оборудования, фундаментов и частей здания не превышала допустимых значений.
Шум, создаваемый электродвигателем совместно с приво- димым им механизмом, не должен превышать уровня, допустимого санитарными нормами.
Проходы обслуживания между фундаментами или корпуса- ми электродвигателей, между электродвигателями и частями здания или оборудования должны быть не менее указанных в [8] (глава 5.1).
Электродвигатели и аппараты, за исключением имеющих степень защиты не менее IP44, а резисторы и реостаты – всех испол- нений должны быть установлены на расстоянии не менее 1 м от кон- струкций зданий, выполненных из сгораемых материалов.
Синхронные электрические машины мощностью 1 МВт и более и машины постоянного тока мощностью 1 МВт и более долж- ны иметь электрическую изоляцию одного из подшипников от фун-
даментной плиты для предотвращения образования замкнутой цепи тока через вал и подшипники машины. При этом у синхронных машин должны быть изолированы подшипник со стороны возбудителя и все подшипники возбудителя. Маслопроводы этих электрических машин должны быть изолированы от корпусов их подшипников.
Электродвигатели выше 1 кВ разрешается устанавливать непосредственно в производственных помещениях, соблюдая следу- ющие условия:
электродвигатели, имеющие выводы под статором или требую- щие специальных устройств для охлаждения, следует устанавливать на фундаменте с камерой (фундаментной ямой);
фундаментная яма электродвигателя должна удовлетворять требованиям, предъявляемым к камерам ЗРУ выше 1 кВ в соответ- ствии с 6.2;
размеры фундаментной ямы должны быть не менее допускае- мых для полупроходных кабельных туннелей пунктом 2.3.125 [8];
кабели и провода, присоединяемые к электродвигателям, уста- новленным на виброизолирующих основаниях, на участке между по- движной и неподвижной частями основания должны иметь гибкие медные жилы.
Коммутационные аппараты
Для группы электродвигателей, служащих для привода одной машины или ряда машин, осуществляющих единый техноло- гический процесс, следует, как правило, применять общий аппарат или комплект коммутационных аппаратов, если это оправдывается требованиями удобства или безопасности эксплуатации. В остальных случаях каждый электродвигатель должен иметь отдельные коммута- ционные аппараты.
Коммутационные аппараты в цепях электродвигателей должны от- ключать от сети одновременно все проводники, находящиеся под на- пряжением. В цепи отдельных электродвигателей допускается иметь аппарат, отключающий не все проводники, если в общей цепи группы таких электродвигателей установлен аппарат, отключающий все про- водники.
При наличии дистанционного или автоматического управ- ления электродвигателем какого-либо механизма вблизи последнего должен быть установлен аппарат аварийного отключения, исключаю- щий возможность дистанционного или автоматического пуска электро- двигателя до принудительного возврата этого аппарата в исходное по- ложение.
Не требуется устанавливать аппараты аварийного отключения у механизмов:
расположенных в пределах видимости с места управления;
доступных только квалифицированному обслуживающему пер- соналу (например, вентиляторы, устанавливаемые на крышах, венти- ляторы и насосы, устанавливаемые в отдельных помещениях);
конструктивное исполнение которых исключает возможность случайного прикосновения к движущимся и вращающимся частям; около этих механизмов должно быть предусмотрено вывешивание плакатов, предупреждающих о возможности дистанционного или ав- томатического пуска;
имеющих аппарат местного управления с фиксацией команды на отключение.
Целесообразность установки аппаратов местного управления (пуск, останов) вблизи дистанционно или автоматически управляемых механизмов должна определяться при проектировании в зависимости от требований технологии, техники безопасности и организации управ- ления данной установкой.
Цепи управления электродвигателями допускается питать как от главных цепей, так и от других источников электроэнергии, если это вызвано технической необходимостью.
Во избежание внезапных пусков электродвигателя при восста- новлении напряжения в главных цепях должна быть предусмотрена блокировочная связь, обеспечивающая автоматическое отключение главной цепи во всех случаях исчезновения напряжения в ней, если не предусматривается самозапуск.
На корпусах аппаратов управления и разъединяющих ап- паратах должны быть нанесены четкие знаки, позволяющие легко распознавать включенное и отключенное положения рукоятки управ- ления аппаратом. В случаях, если оператор не может определить по состоянию аппарата управления, включена или отключена главная цепь электродвигателя, рекомендуется предусматривать световую сигнализацию.
Коммутационные аппараты должны без повреждений и не- нормального износа коммутировать наибольшие токи нормальных ре- жимов работы управляемого ими электродвигателя (пусковой, тормоз- ной, реверса, рабочий). Если реверсы и торможения не имеют места в нормальном режиме, но возможны при неправильных операциях, то коммутационные аппараты в главной цепи должны коммутировать эти операции без разрушения.
Коммутационные аппараты должны быть стойкими к рас- четным токам КЗ в соответствии с [8] (глава 1.4).
Коммутационные аппараты по электрическим и механиче- ским параметрам должны соответствовать характеристикам приводи- мого механизма во всех режимах его работы в данной установке.
Использование втычных контактных соединителей для управления переносными электродвигателями допускается только при мощности электродвигателя не более 1 кВт.
Втычные контактные соединители, служащие для присоединения передвижных электродвигателей мощностью более 1 кВт, должны иметь блокировку, при которой отключение и включение соединения возможны только при отключенном положении пускового аппарата в главной (силовой) цепи электродвигателя.
Включение обмоток магнитных пускателей, контакторов и автоматических выключателей в сети до 1 кВ с заземленной нейтра- лью может производиться на междуфазном или фазном напряжении. При включении обмоток указанных аппаратов на фазное напря- жение должно быть предусмотрено одновременное отключение всех трех фаз ответвления к электродвигателю автоматическим выключа- телем, а при защите предохранителями – специальными устройства- ми, действующими на отключение пускателя или контактора при сго-
рании предохранителей в одной или любых двух фазах.
При включении обмотки на фазное напряжение ее нулевой вывод должен быть надежно присоединен к нулевому рабочему проводнику питающей линии или отдельному изолированному проводнику, присо- единенному к нулевой точке сети.
Коммутационные аппараты электродвигателей, питаемых по схеме блока трансформатор – электродвигатель, следует, как пра- вило, устанавливать на вводе от сети, питающей блок, без установки их на вводе к электродвигателю.
При наличии дистанционного или автоматического управ- ления механизмами должна быть предусмотрена предварительная (перед пуском) сигнализация или звуковое оповещение о предсто- ящем пуске. Такую сигнализацию и такое оповещение не требуется предусматривать у механизмов, вблизи которых установка аппарата аварийного отключения не требуется по 7.2.5.2.
Провода и кабели, которые соединяют пусковые реостаты с фазными роторами асинхронных электродвигателей, должны выби- раться по длительно допустимому току для следующих условий:
– работа с замыканием колец электродвигателя накоротко: при пу- сковом статическом моменте механизма, не превышающем 50 % но- минального момента электродвигателя (легкий пуск), – 35 % номи- нального тока ротора, в остальных случаях – 50 % номинального тока ротора;
работа без замыкания колец электродвигателя накоротко – 100 % номинального тока ротора.
Пуск асинхронных электродвигателей с короткозамкну- тым ротором и синхронных электродвигателей должен производить- ся, как правило, непосредственным включением в сеть (прямой пуск). При невозможности прямого пуска следует применять пуск через ре- актор, трансформатор или автотрансформатор. В особых случаях до- пускается применение пуска с подъемом частоты сети с нуля.
Защита асинхронных и синхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ
На электродвигателях должна предусматриваться защи- та от многофазных замыканий по 7.2.6.4 и в случаях, оговоренных ниже, защита от однофазных замыканий на землю по 7.2.6.6, защи- та от токов перегрузки по 7.2.6.7 и защита минимального напряже- ния по 7.2.6.10 и 7.2.6.11. На синхронных электродвигателях долж- на, кроме того, предусматриваться защита от асинхронного режима по 7.2.6.8 и 7.2.6.9, которая может быть совмещена с защитой от токов перегрузки.
Защита электродвигателей с изменяемой частотой вращения должна выполняться для каждой частоты вращения в виде отдельного комплекта, действующего на свой выключатель.
На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, следует устанавливать защиту, действующую на сигнал и отключение электродвигателя при повышении температуры или пре- кращении действия смазки.
На электродвигателях, имеющих принудительную вентиляцию, следует устанавливать защиту, действующую на сигнал и отключение электродвигателя при повышении температуры или прекращении дей- ствия вентиляции.
Электродвигатели с водяным охлаждением обмоток и ак- тивной стали статора, а также с встроенными воздухоохладителями, охлаждаемыми водой, должны иметь защиту, действующую на сигнал при уменьшении потока воды ниже заданного значения и на отклю- чение электродвигателя при его прекращении. Кроме того, должна быть предусмотрена сигнализация, действующая при появлении воды в корпусе электродвигателя.
Для защиты электродвигателей от многофазных замыканий в случаях, если не применяются предохранители, должны предусма- триваться:
токовая однорелейная отсечка без выдержки времени, отстроен- ная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле
прямого или косвенного действия, включенным на разность токов двух фаз, – для электродвигателей мощностью менее 2 МВт;
токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени, отстроен- ная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия – для электродвигателей мощно- стью 2 МВт и более, имеющих действующую на отключение защиту от однофазных замыканий на землю по 7.2.6.6, а также для электро- двигателей мощностью менее 2 МВт, если защита по перечислению 1) не удовлетворяет требованиям чувствительности или если двухрелей- ная отсечка оказывается целесообразной по исполнению комплектной защиты или применяемого привода с реле прямого действия.
При отсутствии защиты от однофазных замыканий на землю то- ковая отсечка электродвигателей мощностью 2 МВт и более должна выполняться трехрелейной с тремя трансформаторами тока. Допу- скается защита в двухфазном исполнении с дополнением защиты от двойных замыканий на землю, выполненная с помощью трансфор- матора тока нулевой последовательности и токового реле;
продольная дифференциальная токовая защита – для электро- двигателей мощностью 5 МВт и более, а также менее 5 МВт, если установка токовых отсечек по перечислениям 1) и 2) не обеспечивает выполнения требований чувствительности; продольная дифференци- альная защита электродвигателей при наличии на них защиты от за- мыканий на землю должна иметь двухфазное исполнение, а при от- сутствии этой защиты – трехфазное с тремя трансформаторами тока. Допускается защита в двухфазном исполнении с дополнением защи- ты от двойных замыканий на землю, выполненной с помощью транс- форматора тока нулевой последовательности и токового реле.
Для электродвигателей мощностью 5 МВт и более, выполненных без шести выводов обмотки статора, должна предусматриваться то- ковая отсечка.
Для блоков трансформатор (автотрансформатор) – элек- тродвигатель должна предусматриваться общая защита от многофаз- ных замыканий:
токовая отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах по 7.2.6.4, – для элек- тродвигателей мощностью до 2 МВт. При схеме соединения обмоток трансформатора «звезда – треугольник» отсечка выполняется из трех токовых реле: двух включенных на фазные токи и одного включенного на сумму этих токов.
При невозможности установки трех реле (например, при ограни- ченном числе реле прямого действия) допускается схема с двумя реле, включенными на соединенные треугольником вторичные обмот- ки трех трансформаторов тока;
дифференциальная отсечка в двухрелейном исполнении, от- строенная от бросков тока намагничивания трансформатора, – для электродвигателей мощностью более 2 МВт, а также 2 МВт и ме- нее, если защита по перечислению 1) не удовлетворяет требованиям чувствительности при междуфазном КЗ на выводах электродвигателя;
продольная дифференциальная токовая защита в двухрелей- ном исполнении с промежуточными насыщающимися трансформато- рами тока – для электродвигателей мощностью более 5 МВт, а так- же 5 МВт и менее, если установка отсечек по перечислениям 1) и 2) не удовлетворяет требованиям чувствительности.
Оценка чувствительности должна проводиться в соответствии с [8] (пункты 3.2.19 и 3.2.2) при КЗ на выводах электродвигателя.
Защита должна действовать на отключение выключателя блока, а у синхронных электродвигателей – также на устройство АГП, если оно предусмотрено.
Для блоков с электродвигателями мощностью более 20 МВт, как правило, должна предусматриваться защита от замыкания на зем- лю, охватывающая не менее 85 % витков обмотки статора электродви- гателя и действующая на сигнал с выдержкой времени.
Указания по выполнению остальных видов защиты трансфор- маторов (автотрансформаторов) в соответствии с [8] (пункты 3.2.51 и 3.2.53) и электродвигателей при работе их раздельно действительны и в том случае, если они объединены в блок трансформатор (авто- трансформатор) – электродвигатель.
Защита электродвигателей мощностью до 2 МВт от одно- фазных замыканий на землю при отсутствии компенсации должна предусматриваться при токах замыкания на землю 10 А и более, а при наличии компенсации – если остаточный ток в нормальных условиях превышает это значение. Такая защита для электродвига- телей мощностью более 2 МВт должна предусматриваться при токах 5 А и более.
Ток срабатывания защит электродвигателей от замыканий на землю должен быть не более: для электродвигателей мощностью до 2 МВт – 10 А, мощностью более 2 МВт – 5 А. Рекомендуются мень- шие токи срабатывания, если это не усложняет выполнения защиты.
Защиту следует выполнять без выдержки времени (за исключе- нием электродвигателей, для которых требуется замедление защиты по условию отстройки от переходных процессов) с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности, установленных, как правило, в РУ. В случаях, если установка трансформаторов тока нулевой последовательности в РУ невозможна или может вызвать увеличение выдержки времени защиты, допускается устанавливать их у выводов электродвигателя в фундаментной яме.
Если защита по условию отстройки от переходных процессов должна иметь выдержку времени, то для обеспечения быстродейству- ющего отключения двойных замыканий на землю в различных точках должно устанавливаться дополнительное токовое реле с первичным током срабатывания около 50–100 А.
Защита должна действовать на отключение электродвигателя, а у синхронных электродвигателей – также на устройство АГП, если оно предусмотрено.
Защита от перегрузки должна предусматриваться на элек- тродвигателях, подверженных перегрузке по технологическим причи- нам, и на электродвигателях с особо тяжелыми условиями пуска и са- мозапуска (длительность прямого пуска непосредственно от сети 20 с и более), перегрузка которых возможна при чрезмерном увеличении длительности пускового периода вследствие понижения напряжения в сети.
Защиту от перегрузки следует предусматривать в одной фазе с за- висимой или независимой от тока выдержкой времени, отстроенной от длительности пуска электродвигателя в нормальных условиях и са- мозапуска после действия АВР и АПВ. Выдержка времени защиты от перегрузки синхронных электродвигателей во избежание излишних срабатываний при длительной форсировке возбуждения должна быть по возможности близкой к наибольшей допустимой по тепловой харак- теристике электродвигателя.
На электродвигателях, подверженных перегрузке по технологиче- ским причинам, защита, как правило, должна выполняться с действи- ем на сигнал и автоматическую разгрузку механизма.
Действие защиты на отключение электродвигателя допускается:
на электродвигателях механизмов, для которых отсутствует воз- можность своевременной разгрузки без останова, или на электродви- гателях, работающих без постоянного дежурства персонала;
на электродвигателях механизмов с тяжелыми условиями запу- ска или самозапуска.
Для электродвигателей, которые защищаются от токов КЗ предо- хранителями, не имеющими вспомогательных контактов для сигнали- зации об их перегорании, должна предусматриваться защита от пере- грузки в двух фазах.
Защита синхронных электродвигателей от асинхронно- го режима может осуществляться при помощи реле, реагирующего на увеличение тока в обмотках статора; она должна быть отстроена по времени от пускового режима и тока при действии форсировки воз- буждения.
Защита, как правило, должна выполняться с независимой от тока характеристикой выдержки времени. Допускается применение защи-
ты с зависимой от тока характеристикой на электродвигателях с от- ношением КЗ более единицы.
При выполнении схемы защиты должны приниматься меры по предотвращению отказа защиты при биениях тока асинхронного режима. Допускается применение других способов защиты, обеспечи- вающих надежное действие защиты при возникновении асинхронного режима.
Защита синхронных электродвигателей от асинхронного режима должна действовать с выдержкой времени на одну из схем, предусматривающих:
ресинхронизацию;
ресинхронизацию с автоматической кратковременной разгруз- кой механизма до такой нагрузки, при которой обеспечивается втяги- вание электродвигателя в синхронизм (при допустимости кратковре- менной разгрузки по условиям технологического процесса);
отключение электродвигателя и повторный автоматический пуск;
отключение электродвигателя (при невозможности его разгрузки или ресинхронизации, при отсутствии необходимости автоматическо- го повторного пуска и ресинхронизации по условиям технологического процесса).
Для облегчения условий восстановления напряжения по- сле отключения КЗ и обеспечения самозапуска электродвигателей от- ветственных механизмов следует предусматривать отключение защи- той минимального напряжения электродвигателей неответственных механизмов суммарной мощностью, определяемой возможностями источника питания и сети по обеспечению самозапуска.
Выдержки времени защиты минимального напряжения должны выбираться в пределах от 0,5 до 1,5 с – на ступень больше времени действия быстродействующих защит от многофазных КЗ, а уставки по напряжению должны быть, как правило, не выше 70 % номиналь- ного напряжения.
При наличии синхронных электродвигателей, если напряжение на отключенной секции затухает медленно, в целях ускорения дей- ствия АВР и АПВ может быть применено гашение поля синхронных электродвигателей ответственных механизмов с помощью защиты ми- нимальной частоты или других способов, обеспечивающих быстрей- шую фиксацию потери питания.
Эти же средства могут быть использованы для отключения неот- ветственных синхронных электродвигателей, а также для предупреж- дения несинхронного включения отключенных двигателей, если токи выключения превышают допустимые значения.
В электроустановках промышленных предприятий в случаях, если не может быть осуществлен одновременный самозапуск всех электро-
двигателей ответственных механизмов по 7.2.3.4, следует применять отключение части таких ответственных механизмов и их автоматиче- ский повторный пуск по окончании самозапуска первой группы элек- тродвигателей. Включение последующих групп может быть осущест- влено по току, напряжению или времени.
Защита минимального напряжения с выдержкой времени не более 10 с и уставкой по напряжению, как правило, не выше 50 % номинального напряжения (кроме случаев, приведенных в 7.2.6.10) должна устанавливаться на электродвигателях ответственных меха- низмов также в случаях, если самозапуск механизмов после останова недопустим по условиям технологического процесса или по условиям безопасности и, кроме того, если не может быть обеспечен самоза- пуск всех электродвигателей ответственных механизмов по 7.2.6.10. Эту защиту следует использовать также для обеспечения надежности пуска АВР электродвигателей взаиморезервируемых механизмов.
На электродвигателях с изменяемой частотой вращения ответ- ственных механизмов, самозапуск которых допустим и целесообра- зен, защиты минимального напряжения должны проводить автомати- ческое переключение на низшую частоту вращения.
На синхронных электродвигателях должно предусматри- ваться автоматическое гашение поля. Для электродвигателей мощно- стью 2 МВт и более АГП осуществляется путем введения сопротивле- ния в цепь обмотки возбуждения. Для электродвигателей мощностью менее 2 МВт допускается осуществлять АГП путем введения сопро- тивления в цепь обмотки возбуждения возбудителя. Для синхронных электродвигателей менее 0,5 МВт АГП, как правило, не требуется. На синхронных электродвигателях, которые снабжены системой воз- буждения, выполненной на управляемых полупроводниковых элемен- тах, АГП независимо от мощности двигателя может осуществляться инвертированием, если оно обеспечивается схемой питания. В про- тивном случае АГП должно осуществляться введением сопротивле- ния в цепь обмотки возбуждения.
Защита электродвигателей напряжением до 1 кВ (асинхронных, синхронных и постоянного тока)
Для электродвигателей переменного тока должна пред- усматриваться защита от многофазных замыканий по 7.2.5.7, в сетях с глухозаземленной нейтралью – также от однофазных замыканий, а в случаях, предусмотренных в 7.2.7.3 и 7.2.7.4, кроме того, защита от токов перегрузки и защита минимального напряжения. На синхрон- ных электродвигателях (при невозможности втягивания в синхронизм
с полной нагрузкой) дополнительно должна предусматриваться защи- та от асинхронного режима согласно 7.2.7.5.
Для электродвигателей постоянного тока должны предусматри- ваться защиты от КЗ. При необходимости дополнительно могут уста- навливаться защиты от перегрузки и от чрезмерного повышения ча- стоты вращения.
Для защиты электродвигателей от КЗ должны применяться предохранители или автоматические выключатели.
Номинальные токи плавких вставок предохранителей и расцепи- телей автоматических выключателей должны выбираться таким об- разом, чтобы обеспечивалось надежное отключение КЗ на зажимах электродвигателей в соответствии с [8] (глава 4.3 и пункт 3.1.8). За- щита не должна срабатывать при технологических перегрузках, пуске или самозапуске механизма. С этой целью отношение пускового тока электродвигателя к номинальному току плавкой вставки должно быть:
не более 2,5 – для электродвигателей механизмов с легкими ус- ловиями пуска;
2,0–1,6 – для электродвигателей механизмов с тяжелыми усло- виями пуска (большая длительность разгона, частые пуски, техноло- гические перегрузки).
Для электродвигателей ответственных механизмов с целью особо надежной отстройки предохранителей от толчков тока допускается принимать это отношение равным 1,6 независимо от условий пуска электродвигателя, если кратность тока КЗ на зажимах электродвигате- ля составляет не менее указанной в [8] (пункт 3.1.8).
Допускается осуществление защиты от КЗ одним общим аппара- том для группы электродвигателей при условии, что эта защита обес- печивает термическую стойкость пусковых аппаратов и аппаратов за- щиты от перегрузок, примененных в цепи каждого электродвигателя этой группы.
На электростанциях для защиты от КЗ электродвигателей соб- ственных нужд, связанных с основным технологическим процессом, должны применяться автоматические выключатели. При недостаточ- ной чувствительности электромагнитных расцепителей автоматиче- ских выключателей в системе собственных нужд электростанций мо- гут применяться выносные токовые реле с действием на независимый расцепитель выключателя.
Для надежного обеспечения селективности защит в питающей сети собственных нужд электростанций в качестве защиты электро- двигателей от КЗ рекомендуется применять электромагнитные расце- пители-отсечки.
Защита электродвигателей от перегрузки должна устанав- ливаться в случаях, если возможна перегрузка механизма по тех-
нологическим причинам, а также если при особо тяжелых условиях пуска или самозапуска необходимо ограничить длительность пуска при пониженном напряжении. Защита должна выполняться с выдерж- кой времени и может быть осуществлена тепловым реле или другими устройствами.
Защита от перегрузки должна действовать на отключение, на сиг- нал или на разгрузку механизма, если разгрузка возможна.
Применение защиты от перегрузки не требуется для электродвига- телей с повторно-кратковременным режимом работы.
Защита минимального напряжения должна устанавливать- ся в следующих случаях:
для электродвигателей постоянного тока, которые не допускают непосредственного включения в сеть;
для электродвигателей механизмов, самозапуск которых по- сле останова недопустим по условиям технологического процесса или по условиям безопасности;
для части прочих электродвигателей в соответствии с условиями, приведенными в 7.2.6.10.
Для ответственных электродвигателей, для которых необходим самозапуск, если их включение проводится при помощи контакторов и пускателей с удерживающей обмоткой, должны применяться в цепи управления механические или электрические устройства выдержки времени, обеспечивающие включение электродвигателя при восста- новлении напряжения в течение заданного времени. Для таких элек- тродвигателей, если это допустимо по условиям технологического процесса и условиям безопасности, можно также вместо кнопок управ- ления применять выключатели, с тем чтобы цепь удерживающей об- мотки оставалась замкнутой помимо вспомогательных контактов пу- скателя и этим обеспечивалось автоматическое обратное включение при восстановлении напряжения независимо от времени перерыва питания.
Для синхронных электродвигателей защита от асинхронно- го режима должна, как правило, осуществляться с помощью защиты от перегрузки по току статора.
Защита от КЗ в электродвигателях переменного и постоян- ного тока должна предусматриваться:
в электроустановках с заземленной нейтралью – во всех фазах или полюсах;
в электроустановках с изолированной нейтралью:
при защите предохранителями – во всех фазах или полюсах;
при защите автоматическими выключателями – не менее чем в двух фазах или одном полюсе, при этом в пределах одной и той
же электроустановки защиту следует осуществлять в одних и тех же фазах или полюсах.
Защита электродвигателей переменного тока от перегрузок долж- на выполняться:
в двух фазах при защите электродвигателей от КЗ предохрани- телями;
в одной фазе при защите электродвигателей от КЗ автоматиче- скими выключателями.
Защита электродвигателей постоянного тока от перегрузок должна выполняться в одном полюсе.
Аппараты защиты электродвигателей должны удовлетворять положениям [8] (глава 3.1). Все виды защиты электродвигателей от КЗ, перегрузки, минимального напряжения допускается осуществлять соот- ветствующими расцепителями, встроенными в один аппарат.
Специальные виды защиты от работы на двух фазах до- пускается применять в порядке исключения на электродвигателях, не имеющих защиты от перегрузки, для которых существует повышен- ная вероятность потери одной фазы, ведущая к выходу электродвига- теля из строя с тяжелыми последствиями.
Раздел 8 Электроустановки жилых и общественных зданий (Исключен, Изм. № 1)
Приложение А
(обязательное)
Расстояния между проводами и между проводами и тросами по условиям пляски проводов
Таблица А.1 – Наименьшее смещение проводов соседних ярусов
по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 35–220 кВ в районах с умеренной пляской проводов
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертика- ли, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||||
до 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 | 20 | 30 и более | ||
35 | 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 | – – – – – – – – – – – | 0,7 – – – – – – – – – – | 1,0 0,7 – – – – – – – – – | 1,60 1,30 1,00 0,70 – – – – – – – | 2,3 2,15 2,10 2,00 1,80 1,60 1,00 0,70 – – – | 2,60 2,55 2,50 2,45 2,40 2,30 2,25 2,10 1,90 1,60 1,30 | 3,30 3,20 3,15 3,10 3,10 3,05 3,05 3,00 2,90 2,60 2,45 | 3,90 3,85 3,80 3,80 3,85 3,80 3,80 3,75 3,65 3,40 3,30 |
110 | 3,0 | – | – | 1,15 | 1,70 | 2,40 | 2,80 | 3,50 | 4,15 |
3,5 | – | – | – | 1,50 | 2,40 | 2,70 | 3,40 | 4,10 | |
4,0 | – | – | – | 1,20 | 2,20 | 2,65 | 3,40 | 4,10 | |
4,5 | – | – | – | – | 2,00 | 2,60 | 3,35 | 4,05 | |
5,0 | – | – | – | – | 1,80 | 2,50 | 3,25 | 4,00 | |
5,5 | – | – | – | – | 1,50 | 2,45 | 3,30 | 4,10 | |
6,0 | – | – | – | – | 1,20 | 2,30 | 3,20 | 4,00 | |
6,5 | – | – | – | – | – | 2,10 | 3,05 | 3,80 | |
7,0 | – | – | – | – | – | 2,00 | 2,90 | 3,70 | |
7,5 | – | – | – | – | – | 1,60 | 2,75 | 3,65 | |
8,0 | – | – | – | – | – | 1,20 | 2,60 | 3,50 | |
Окончание таблицы А.1
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертика- ли, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||||
до 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 | 20 | 30 и более | ||
150 | 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 | – – – – – – – – – – – | – – – – – – – – – – – | 0,65 – – – – – – – – – – | 1,50 1,50 0,75 – – – – – – – – | 2,50 2,30 2,20 2,00 1,60 1,50 0,95 – – – – | 2,85 2,80 2,75 2,70 2,60 2,50 2,30 2,10 1,80 1,45 0,80 | 3,60 3,55 3,50 3,50 3,45 3,40 3,30 3,15 3,00 2,80 2,60 | 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25 4,10 4,05 3,90 3,80 3,65 |
220 | 4,0 | – | – | – | 1,45 | 2,60 | 3,05 | 3,95 | 4,70 |
4,5 | – | – | – | 1,10 | 2,45 | 3,00 | 3,90 | 4,65 | |
5,0 | – | – | – | – | 2,30 | 3,00 | 3,85 | 4,60 | |
5,5 | – | – | – | – | 2,00 | 2,80 | 3,65 | 4,40 | |
6,0 | – | – | – | – | 2,00 | 2,70 | 3,55 | 4,35 | |
6,5 | – | – | – | – | 1,75 | 2,60 | 3,55 | 4,35 | |
7,0 | – | – | – | – | – | 2,35 | 3,35 | 4,25 | |
7,5 | – | – | – | – | – | 2,10 | 3,25 | 4,15 | |
8,0 | – | – | – | – | – | 1,80 | 3,10 | 4,00 | |
8,5 | – | – | – | – | – | 1,40 | 2,85 | 3,90 | |
9,0 | – | – | – | – | – | – | 2,65 | 3,75 | |
Таблица А.2 – Наименьшее смещение проводов соседних ярусов по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 330 кВ в районах с умеренной пляской проводов
Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по верти- кали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||
до 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 и более | ||
330 | 5,0 | – | 1,20 | 2,45 | 2,65 | 3,10 | 3,70 |
5,5 | – | – | 1,85 | 2,50 | 3,05 | 3,65 | |
6,0 | – | – | – | 2,50 | 2,95 | 3,60 | |
6,5 | – | – | – | – | 2,85 | 3,55 | |
7,0 | – | – | – | – | 2,70 | 3,50 | |
7,5 | – | – | – | – | 2,50 | 3,45 | |
8,0 | – | – | – | – | 2,50 | 3,40 | |
8,5 | – | – | – | – | 2,50 | 3,20 | |
9,0 | – | – | – | – | 2,25 | 3,15 | |
9,5 | – | – | – | – | 1,95 | 3,00 | |
10,0 | – | – | – | – | 1,50 | 2,90 | |
Таблица А.3 – Наименьшее смещение проводов соседних ярусов по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 750 кВ в районах с умеренной пляской проводов
Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по верти- кали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | ||||
до 4 | 5 | 6 | 8 | 12 и более | ||
750 | 7,0 | – | 1,30 | 2,05 | 3,00 | 4,45 |
7,5 | – | 0,60 | 1,80 | 2,90 | 4,40 | |
8,0 | – | – | 1,45 | 2,70 | 4,30 | |
8,5 | – | – | 0,70 | 2,55 | 4,25 | |
9,0 | – | – | – | 2,35 | 4,15 | |
9,5 | – | – | – | 2,05 | 4,05 | |
10,0 | – | – | – | 1,65 | 3,95 | |
10,5 | – | – | – | – | 3,65 | |
11,0 | – | – | – | – | 3,50 | |
11,5 | – | – | – | – | 3,30 | |
12,0 | – | – | – | – | 3,10 | |
12,5 | – | – | – | – | 2,80 | |
по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 35–220 кВ в районах с частой и интенсивной пляской проводов
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертика- ли, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||||
до 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 | 20 | 30 и более | ||
35 | 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 | – – – – – – – – – – – | 0,7 – – – – – – – – – | 1,20 0,75 – – – – – – – – – | 1,90 1,70 1,45 0,90 – – – – – – – | 3,10 3,00 2,85 2,70 2,50 2,20 1,80 1,15 – – – | 4,15 4,10 4,05 3,95 3,80 3,65 3,50 3,25 2,95 2,60 2,15 | 5,20 5,15 5,10 5,05 4,95 4,85 4,75 4,60 4,45 4,25 4,00 | 6,25 6,20 6,20 6,15 6,10 6,00 5,90 5,80 5,65 5,55 5,40 |
110 | 3,0 | – | – | 1,15 | 2,0 | 3,25 | 4,35 | 5,40 | 6,45 |
3,5 | – | – | – | 1,72 | 3,10 | 4,25 | 5,35 | 6,40 | |
4,0 | – | – | – | 1,30 | 2,95 | 4,15 | 5,30 | 6,35 | |
4,5 | – | – | – | – | 2,75 | 4,05 | 5,20 | 6,30 | |
5,0 | – | – | – | – | 2,50 | 3,95 | 5,10 | 6,25 | |
5,5 | – | – | – | – | 2,15 | 3,70 | 5,00 | 6,15 | |
6,0 | – | – | – | – | 1,60 | 3,50 | 4,85 | 6,05 | |
6,5 | – | – | – | – | – | 3,25 | 4,70 | 5,90 | |
7,5 | – | – | – | – | – | 2,50 | 4,25 | 5,65 | |
8,0 | – | – | – | – | – | 1,90 | 4,00 | 5,45 | |
150 | 3,5 | – | – | 0,65 | 1,90 | 3,25 | 4,40 | 5,50 | 6,55 |
4,0 | – | – | – | 1,50 | 3,10 | 4,30 | 5,45 | 6,50 | |
4,5 | – | – | – | 0,75 | 2,90 | 4,20 | 5,35 | 6,45 | |
5,0 | – | – | – | – | 2,85 | 4,05 | 5,25 | 6,40 | |
5,5 | – | – | – | – | 2,30 | 3,85 | 5,15 | 6,30 | |
6,0 | – | – | – | – | 1,85 | 3,65 | 5,00 | 6,20 | |
6,5 | – | – | – | – | 0,95 | 3,40 | 4,85 | 6,05 | |
7,0 | – | – | – | – | – | 3,10 | 4,65 | 5,95 | |
7,5 | – | – | – | – | – | 2,70 | 4,40 | 5,75 | |
Окончание таблицы А.4
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертика- ли, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||||
до 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 | 20 | 30 и более | ||
8,0 8,5 | – – | – – | – – | – – | – – | 2,15 1,15 | 4,15 3,85 | 5,60 5,40 | |
220 | 4,0 | – | – | – | 1,95 | 3,45 | 4,45 | 5,80 | 6,85 |
4,5 | – | – | – | 1,45 | 3,25 | 4,55 | 5,70 | 6,80 | |
5,0 | – | – | – | – | 3,05 | 4,40 | 5,60 | 6,70 | |
5,5 | – | – | – | – | 2,75 | 4,25 | 5,50 | 6,65 | |
6,0 | – | – | – | – | 2,35 | 4,05 | 5,35 | 6,55 | |
6,5 | – | – | – | – | 1,75 | 3,80 | 5,20 | 6,40 | |
7,0 | – | – | – | – | – | 3,50 | 5,00 | 6,30 | |
7,5 | – | – | – | – | – | 3,15 | 4,80 | 6,15 | |
8,0 | – | – | – | – | – | 2,70 | 4,55 | 5,95 | |
8,5 | – | – | – | – | – | 2,05 | 4,25 | 5,75 | |
9,0 | – | – | – | – | – | – | 3,95 | 5,55 | |
Таблица А.5 – Наименьшее смещение проводов соседних ярусов по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 330 кВ в районах с частой и интенсивной пляской проводов
Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вер- тикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||
до 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 и более | ||
330 | 5,0 | – | 1,20 | 2,45 | 3,80 | 5,80 | 7,55 |
5,5 | – | – | 1,85 | 3,55 | 5,70 | 7,45 | |
6,0 | – | – | – | 3,20 | 5,55 | 7,40 | |
6,5 | – | – | – | 2,80 | 5,40 | 7,30 | |
7,0 | – | – | – | 2,10 | 5,20 | 7,20 | |
7,5 | – | – | – | – | 4,95 | 7,05 | |
8,0 | – | – | – | – | 4,70 | 6,95 | |
8,5 | – | – | – | – | 4,35 | 6,75 | |
9,0 | – | – | – | – | 3,95 | 6,60 | |
9,5 | – | – | – | – | 3,40 | 6,35 | |
10,0 | – | – | – | – | 2,60 | 6,10 | |
Таблица А.6 – Наименьшее смещение проводов соседних ярусов по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 750 кВ в районах с частой и интенсивной пляской проводов
Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | ||||
до 4 | 5 | 6 | 8 | 12 и более | ||
750 | 7,0 | – | 2,50 | 3,90 | 5,70 | 8,40 |
7,5 | – | 1,20 | 3,45 | 5,45 | 8,25 | |
8,0 | – | – | 2,75 | 5,15 | 8,15 | |
8,5 | – | – | 1,30 | 4,80 | 8,00 | |
9,0 | – | – | – | 4,40 | 7,80 | |
9,5 | – | – | – | 3,85 | 7,60 | |
10,0 | – | – | – | 3,10 | 7,40 | |
11,0 | – | – | – | – | 6,90 | |
11,5 | – | – | – | – | 6,55 | |
12,0 | – | – | – | – | 6,20 | |
12,5 | – | – | – | – | 5,80 | |
13,0 | – | – | – | – | 5,25 | |
Таблица А.7 – Наименьшее смещение проводов и тросов
по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 35–750 кВ в районах с умеренной пляской проводов
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса провода, м, при 0 °С | ||||||
до 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 16 | 20 | ||
35 | 2,5 | – | 1,50 | 2,55 | 3,35 | 3,90 | 4,35 | 5,85 |
3,0 | – | 0,55 | 1,80 | 2,75 | 3,40 | 4,00 | 5,55 | |
3,5 | – | – | 1,00 | 2,20 | 3,00 | 3,55 | 5,10 | |
4,0 | – | – | 0,60 | 1,55 | 2,45 | 3,15 | 4,75 | |
4,5 | – | – | – | 0,70 | 1,85 | 2,70 | 4,40 | |
5,0 | – | – | – | – | 1,15 | 2,15 | 3,90 | |
5,5 | – | – | – | – | 0,20 | 1,55 | 3,60 | |
6,0 | – | – | – | – | – | 0,80 | 3,10 | |
6,5 | – | – | – | – | – | – | 2,45 | |
7,0 | – | – | – | – | – | – | 1,70 | |
7,5 | – | – | – | – | – | – | 0,90 | |
8,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
9,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
Продолжение таблицы А.7
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса провода, м, при 0 °С | ||||||
до 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 16 | 20 | ||
110 | 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 | – – – – – – – – – – – – – | 0,85 – – – – – – – – – – – – | 2,05 1,40 0,40 – – – – – – – – – – | 2,95 2,50 1,75 0,95 – – – – – – – – – | 3,65 3,20 2,65 2,05 1,35 0,50 – – – – – – – | 4,25 3,75 3,35 2,90 2,35 1,75 1,05 0,10 – – – – – | 5,80 5,35 5,0 4,60 4,15 3,70 3,25 2,60 1,95 1,15 0,20 – – |
150 | 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 | – – – – – – – – – – – – | – – – – – – – – – – – – | 1,45 0,65 – – – – – – – – – – | 2,60 1,85 1,15 0,10 – – – – – – – – | 3,30 2,80 2,25 1,50 0,65 – – – – – – – | 3,90 3,50 3,05 2,55 1,95 1,20 0,25 – – – – – | 5,50 5,15 4,80 4,40 3,95 3,45 2,80 2,15 1,35 0,45 – – |
220 | 4,0 | – | – | 0,85 | 2,10 | 3,05 | 3,80 | 5,55 |
4,5 | – | – | – | 1,40 | 2,45 | 3,30 | 5,15 | |
5,0 | – | – | – | 0,50 | 1,80 | 2,75 | 4,65 | |
5,5 | – | – | – | – | 1,00 | 2,10 | 4,05 | |
6,0 | – | – | – | – | 0,40 | 1,45 | 3,55 | |
6,5 | – | – | – | – | – | 0,65 | 3,05 | |
7,0 | – | – | – | – | – | – | 2,35 | |
Окончание таблицы А.7
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса провода, м, при 0 °С | ||||||
до 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 16 | 20 | ||
7,5 | – | – | – | – | – | – | 1,65 | |
8,0 | – | – | – | – | – | – | 0,75 | |
9,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
330 | 5,0 | – | 0,80 | 2,15 | 2,95 | 3,75 | 4,40 | 4,85 |
5,5 | – | – | 1,60 | 2,60 | 3,45 | 4,10 | 4,55 | |
6,0 | – | – | 1,00 | 2,15 | 3,10 | 3,80 | 4,15 | |
6,5 | – | – | 0,05 | 1,65 | 2,70 | 3,50 | 3,85 | |
7,0 | – | – | – | 1,05 | 2,25 | 3,15 | 3,45 | |
7,5 | – | – | – | 0,30 | 1,80 | 2,80 | 3,10 | |
8,0 | – | – | – | – | 1,30 | 2,45 | 2,65 | |
8,5 | – | – | – | – | 0,65 | 1,95 | 2,05 | |
9,0 | – | – | – | – | – | 1,40 | 1,55 | |
9,5 | – | – | – | – | – | 0,80 | 0,90 | |
10,0 | – | – | – | – | – | – | 0,20 | |
10,5 | – | – | – | – | – | – | – | |
11,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
750 | 7,0 | – | 0,70 | 2,20 | 3,40 | 3,65 | 3,85 | 4,20 |
7,5 | – | 0,35 | 1,85 | 3,10 | 3,30 | 3,50 | 3,80 | |
8,0 | – | – | 1,35 | 2,75 | 2,95 | 3,10 | 3,40 | |
8,5 | – | – | 0,80 | 2,40 | 2,55 | 2,70 | 2,90 | |
9,0 | – | – | 0,10 | 1,95 | 2,05 | 2,20 | 2,40 | |
9,5 | – | – | – | 1,50 | 1,55 | 1,65 | 1,80 | |
10,0 | – | – | – | 0,90 | 1,00 | 1,05 | 1,15 | |
10,5 | – | – | – | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,30 | |
11,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
Таблица А.8 – Наименьшее смещение проводов и тросов по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 35–750 кВ в районах
с частой и интенсивной пляской проводов
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса провода, м, при 0 °С | ||||||
до 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 16 | 20 | ||
35 | 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 9,0 | – – – – – – – – – – – – – | 1,75 0,70 – – – – – – – – – – – | 3,20 2,40 1,40 0,80 – – – – – – – – – | 4,50 3,80 3,00 2,10 0,95 – – – – – – – – | 5,75 5,10 4,45 3,65 2,75 1,70 0,35 – – – – – – | 6,95 6,40 5,75 5,05 4,30 3,40 2,40 1,20 – – – – – | 9,35 8,85 8,25 7,65 7,00 6,30 5,55 4,70 3,75 2,70 1,45 – – |
110 | 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,5 | – – – – – – – – – – – – – | 1,00 – – – – – – – – – – – – | 2,60 1,70 0,50 – – – – – – – – – – | 3,95 3,25 2,35 1,30 – – – – – – – – – | 5,30 4,60 3,85 3,00 2,00 0,75 – – – – – – – | 6,55 5,90 5,25 4,50 3,65 2,70 1,55 0,10 – – – – – | 8,95 8,40 7,80 7,15 6,45 5,75 4,90 4,00 3,00 1,80 0,35 – – |
150 | 3,5 | – | – | 1,85 | 3,35 | 4,70 | 6,00 | 8,50 |
4,0 | – | – | 0,75 | 2,50 | 4,00 | 5,35 | 7,90 | |
4,5 | – | – | – | 1,50 | 3,15 | 4,60 | 7,30 | |
5,0 | – | – | – | 0,15 | 2,20 | 3,80 | 6,60 | |
5,5 | – | – | – | – | 1,00 | 2,85 | 5,85 | |
Продолжение таблицы А.8
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса провода, м, при 0 °С | ||||||
до 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 16 | 20 | ||
6,0 | – | – | – | – | – | 1,75 | 5,05 | |
6,5 | – | – | – | – | – | 0,40 | 4,15 | |
7,0 | – | – | – | – | – | – | 3,15 | |
7,5 | – | – | – | – | – | – | 2,00 | |
8,0 | – | – | – | – | – | – | 0,65 | |
8,5 | – | – | – | – | – | – | – | |
9,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
220 | 4,0 | – | – | 1,15 | 2,80 | 4,25 | 5,55 | 8,10 |
4,5 | – | – | – | 1,85 | 3,45 | 4,85 | 7,50 | |
5,0 | – | – | – | 0,65 | 2,55 | 4,05 | 6,80 | |
5,5 | – | – | – | – | 1,45 | 3,20 | 6,10 | |
6,0 | – | – | – | – | 0,50 | 2,15 | 5,35 | |
6,5 | – | – | – | – | – | 0,95 | 4,45 | |
7,0 | – | – | – | – | – | – | 3,50 | |
7,5 | – | – | – | – | – | – | 2,45 | |
8,0 | – | – | – | – | – | – | 1,15 | |
8,5 | – | – | – | – | – | – | – | |
9,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
330 | 5,0 | – | 1,15 | 3,55 | 5,45 | 7,25 | 8,95 | 9,85 |
5,5 | – | – | 2,65 | 4,80 | 6,65 | 8,40 | 9,25 | |
6,0 | – | – | 1,60 | 4,00 | 6,00 | 7,80 | 8,55 | |
6,5 | – | – | 0,10 | 3,10 | 5,30 | 7,20 | 7,90 | |
7,0 | – | – | – | 2,05 | 4,50 | 6,50 | 7,10 | |
7,5 | – | – | – | 0,65 | 3,55 | 5,75 | 6,30 | |
8,0 | – | – | – | – | 2,50 | 4,95 | 5,40 | |
8,5 | – | – | – | – | 1,20 | 4,05 | 4,35 | |
9,0 | – | – | – | – | – | 2,95 | 3,20 | |
9,5 | – | – | – | – | – | 1,70 | 1,85 | |
10,0 | – | – | – | – | – | – | 0,50 | |
10,5 | – | – | – | – | – | – | – | |
11,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
Окончание таблицы А.8
Напряже- ние ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса провода, м, при 0 °С | ||||||
до 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 16 | 20 | ||
750 | 7,0 | – | 1,35 | 4,15 | 6,45 | 6,85 | 7,25 | 7,95 |
7,5 | – | 0,70 | 3,45 | 5,85 | 6,25 | 6,60 | 7,20 | |
8,0 | – | – | 2,55 | 5,20 | 5,55 | 5,85 | 6,40 | |
8,5 | – | – | 1,55 | 4,50 | 4,80 | 5,05 | 5,50 | |
9,0 | – | – | 0,25 | 3,70 | 3,90 | 4,15 | 4,50 | |
9,5 | – | – | – | 2,80 | 2,95 | 3,15 | 3,401 | |
10,0 | – | – | – | 1,70 | 1,85 | 1,95 | 2,15 | |
10,5 | – | – | – | 0,40 | 0,40 | 0,45 | 0,55 | |
11,0 | – | – | – | – | – | – | – | |
11,5 | – | – | – | – | – | – | – | |
Приложение Б
(обязательное)
Требования к изоляции электроустановок
Б.1 Термины и определения
Б.1.1 длина пути утечки изоляции (изолятора) или составной изоляционной конструкции; L: Наименьшее расстояние по поверх- ности изоляционной детали между металлическими частями разного потенциала.
Б.1.2 эффективная длина пути утечки: Часть длины пути утечки, определяющая электрическую прочность изолятора или изоляцион- ной конструкции в условиях загрязнения и увлажнения.
Б.1.3 удельная эффективная длина пути утечки; э: Отношение эффективной длины пути утечки к наибольшему рабочему межфазно- му напряжению сети, в которой работает электроустановка.
Б.1.4 коэффициент использования длины пути утечки; k: По- правочный коэффициент, учитывающий эффективность использова- ния длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции.
Б.1.5 степень загрязнения; СЗ: Показатель, учитывающий влия- ние загрязненности атмосферы на снижение электрической прочно- сти изоляции электроустановок.
Б.1.6 карта степеней загрязнения; КСЗ: Географическая карта, районирующая территорию по СЗ.
Б.2 Общие требования
Б.2.1 Настоящие требования распространяются на выбор изоля- ции электроустановок переменного тока на номинальное напряжение 6–750 кВ.
Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фар- фора должен производиться по удельной эффективной длине пути утечки в зависимости от СЗ в месте расположения электроустановки и ее номинального напряжения. Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора может производиться также по раз- рядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии.
Выбор полимерных изоляторов или конструкций в зависимости от СЗ и номинального напряжения электроустановки должен прово- диться по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии.
Б.2.2 Определение СЗ должно проводиться в зависимости от ха- рактеристик источников загрязнения и расстояния от них до электро-
установки (см. таблицы Б.3–Б.18). В случаях, когда использование та- блиц Б.3–Б.18 по тем или иным причинам невозможно, определение СЗ следует производить по КСЗ.
Вблизи промышленных комплексов, а также в районах с наложе- нием загрязнений от крупных промышленных предприятий, ТЭС и ис- точников увлажнения с высокой электрической проводимостью опре- деление СЗ, как правило, должно производиться по КСЗ.
Б.2.3 Длина пути утечки L, см, изоляторов и изоляционных кон- струкций из стекла и фарфора должна определяться по формуле
L э U k, (Б.1)
где э – удельная эффективная длина пути утечки по таблице Б.1, см/кВ;
U – наибольшее рабочее междуфазное напряжение, кВ, по ГОСТ 721;
k – коэффициент использования длины пути утечки (см. Б.7).
Таблица Б.1 – Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах, внешней изоляции электрооборудования
и изоляторов ОРУ
Степень загрязнения | э, см/кВ, не менее, при номинальном напряжении, кВ | |
до 35 включительно | 110–750 | |
1 | 1,90 | 1,60 |
2 | 2,35 | 2,00 |
3 | 3,00 | 2,50 |
4 | 3,50 | 3,10 |
Примечание – В районах со степенями загрязнения 1–2 рекомендуется устанавливать подстанци- онное электрооборудование с удельной длиной пути утечки не менее 2,25 см/кВ. | ||
Б.3 Изоляция ВЛ
Б.3.1 Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах в зависимости от СЗ и номинального напря- жения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по таблице Б.1.
Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гир- лянд и штыревых изоляторов ВЛ на высоте более 1000 м над уровнем
моря должна быть увеличена по сравнению с нормированной в табли- це Б.1:
– от 1000 до 2000 м – на 5 %;
– от 2000 до 3000 м – на 10 %;
– от 3000 до 4000 м – на 15 %.
Б.3.2 Изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих до за- земленных частей опор должны соответствовать требованиям 5.3.
Б.3.3 Количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддер- живающих гирляндах и в последовательной цепи гирлянд специаль- ной конструкции (V-образных, Λ-образных, 
-образных, 
-образных и др., составленных из изоляторов одного типа) для ВЛ на металли- ческих и железобетонных опорах должно определяться по формуле
m L / Lи, (Б.2)
где Lи – длина пути утечки одного изолятора по стандарту или техни- ческим условиям на изолятор конкретного типа, см; если расчет m не дает целого числа, то выбирают следующее целое число.
Б.3.4 На ВЛ напряжением 6–20 кВ с металлическими и железо- бетонными опорами количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих и натяжных гирляндах должно определяться по Б.3.3 и независимо от материала опор должно составлять не менее двух.
На ВЛ напряжением 35–110 кВ с металлическими, железобетон- ными и деревянными опорами с заземленными креплениями гирлянд количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах всех ти- пов в районах с 1-й и 2-й СЗ следует увеличивать на один изолятор в каждой гирлянде по сравнению с количеством, полученным соглас- но Б.3.3.
На ВЛ напряжением 150–750 кВ на металлических и железобетон- ных опорах количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирлян- дах должно определяться по Б.3.3
Б.3.5 На ВЛ напряжением 35–220 кВ с деревянными опорами в районах с 1-й и 2-й СЗ количество подвесных тарельчатых изолято- ров из стекла или фарфора допускается принимать на один меньше, чем для ВЛ на металлических или железобетонных опорах.
На ВЛ напряжением 6–20 кВ с деревянными опорами или деревян- ными траверсами на металлических и железобетонных опорах в рай- онах с 1-й и 2-й СЗ удельная эффективная длина пути утечки изолято- ров должна быть не менее 1,5 см/кВ.
Б.3.6 В гирляндах опор больших переходов должно предусматри- ваться по одному дополнительному тарельчатому изолятору из стек-
ла или фарфора на каждые 10 м превышения высоты опоры сверх 50 м по отношению к количеству изоляторов нормального исполнения, определенному для одноцепных гирлянд при э 1,9 см/кВ для ВЛ на- пряжением 6–35 кВ и э 1,4 см/кВ для ВЛ напряжением 110–750 кВ. При этом количество изоляторов в гирляндах этих опор должно быть не менее требуемого по условиям загрязнения в районе перехода.
Б.3.7 В гирляндах тарельчатых изоляторов из стекла или фарфо- ра, подвешенных на высоте более 100 м, должны предусматриваться сверх определенного в соответствии с Б.3.3 и Б.3.6 два дополнитель- ных изолятора.
Б.3.8 Выбор изоляции ВЛ с изолированными проводами должен проводиться в соответствии с Б.3.1–Б.3.7.
Б.4 Внешняя стеклянная и фарфоровая изоляция электрооборудования и ОРУ
Б.4.1 Удельная эффективная длина пути утечки внешней фарфо- ровой изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжени- ем 6–750 кВ, а также наружной части вводов ЗРУ в зависимости от СЗ и номинального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по таблице Б.1.
Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6–220 кВ, рас- положенных на высоте более 1000 м, должна приниматься: на высоте до 2000 м – по таблице Б.1, а на высоте от 2000 до 3000 м – на одну степень загрязнения выше по сравнению с нормированной.
Б.4.2 При выборе изоляции ОРУ изоляционные расстояния по воз- духу от токоведущих частей ОРУ до заземленных конструкций должны соответствовать требованиям 6.2.
Б.4.3 В натяжных и поддерживающих гирляндах ОРУ число та- рельчатых изоляторов следует определять по Б.3.3 и Б.3.4 с добав- лением в каждую цепь гирлянды напряжением 110–150 кВ – одного, 220–330 кВ – двух, 750 кВ – четырех изоляторов.
Б.4.4 При отсутствии электрооборудования, удовлетворяющего требованиям таблицы Б.1 для районов с 3-й и 4-й СЗ, необходимо применять оборудование, изоляторы и вводы на более высокие но- минальные напряжения с изоляцией, удовлетворяющей таблице Б.1.
Б.4.5 В районах с условиями загрязнения, превышающими 4-ю СЗ, как правило, следует предусматривать сооружение ЗРУ.
Б.4.6 ОРУ напряжением 750 кВ и, как правило, ОРУ напряжением 110–330 кВ с большим количеством присоединений не должны рас- полагаться в зонах с 3-й и 4-й СЗ.
Б.4.7 Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоля- ции электрооборудования и изоляторов в ЗРУ напряжением 110 кВ и выше должна быть не менее 1,2 см/кВ в районах с 1-й СЗ и не менее 1,5 см/кВ в районах с 2–4-й СЗ.
Б.4.8 В районах с 1–3-й СЗ должны применяться КРУН и КТП с изо- ляцией по таблице Б.1. В районах с 4-й СЗ допускается применение только КРУН и КТП с изоляторами специального исполнения.
Б.4.9 Изоляторы гибких и жестких наружных открытых токопрово- дов должны выбираться с удельной эффективной длиной пути утеч- ки по таблице Б.1: э 1,9 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для токопроводов 10 кВ в районах с 1–3-й СЗ; э 3,0 см/кВ на номи- нальное напряжение 20 кВ для токопроводов 10 кВ в районах с 4-й СЗ;
э 2,0 см/кВ на номинальное напряжение 35 кВ для токопроводов 13,8–24 кВ в районах с 1–4-й СЗ.
Б.5 Выбор изоляции по разрядным характеристикам
Б.5.1 Гирлянды ВЛ напряжением 6–750 кВ, внешняя изоляция электрооборудования и изоляторы ОРУ напряжением 6–750 кВ долж- ны иметь 50%-ные разрядные напряжения промышленной частоты в загрязненном и увлажненном состоянии не ниже значений, приве- денных в таблице Б.2.
Таблица Б.2 – 50%-ные разрядные напряжения гирлянд ВЛ 6–750 кВ, внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ 6–750 кВ в загрязненном и увлажненном состоянии
Номинальное напряжение электроустановки, кВ | 50%-ные разрядные напряжения, кВ (действующие значения) |
6 | 8 |
10 | 13 |
35 | 42 |
110 | 110 |
150 | 150 |
220 | 220 |
330 | 315 |
750 | 685 |
Удельная поверхностная проводимость слоя загрязнения должна приниматься не менее: для 1-й СЗ – 5 мкСм; для 2-й СЗ – 10 мкСм; для 3-й СЗ – 20 мкСм; для 4-й СЗ – 30 мкСм.
Б.6 Определение степени загрязнения
Б.6.1 В районах, не попадающих в зону влияния промышленных источников загрязнения (леса, луга), может применяться изоляция с меньшей удельной эффективной длиной пути утечки, чем нормиро- ванная в таблице Б.1 для 1-й СЗ.
Б.6.2 К районам с 1-й СЗ относятся территории, не попадающие в зону влияния источников промышленных и природных загрязнений (болота, сельскохозяйственные районы).
Б.6.3 В промышленных районах при наличии обосновываю- щих данных может применяться изоляция с большей удельной эффективной длиной пути утечки, чем нормированная в табли- це Б.1 для 4-й СЗ.
Б.6.4 Степень загрязнения вблизи промышленных предприятий должна определяться по таблицам Б.3–Б.12 в зависимости от вида и расчетного объема выпускаемой продукции и расстояния до источ- ника загрязнений.
Расчетный объем продукции, выпускаемой промышленным пред- приятием, определяется суммированием всех видов продукции. Сте- пень загрязнения в зоне уносов действующего или сооружаемого предприятия должна определяться по наибольшему годовому объему продукции с учетом перспективного плана развития предприятия (не более чем на 10 лет вперед).
Б.6.5 Степень загрязнения вблизи ТЭС и промышленных котель- ных должна определяться по таблице Б.13 в зависимости от вида то- плива, мощности станции и высоты дымовых труб.
Б.6.6 При отсчете расстояний по таблицам Б.3–Б.13 границей ис- точника загрязнения является кривая, огибающая все места выбросов в атмосферу на данном предприятии (ТЭС).
Б.6.7 В случае превышения объема выпускаемой продукции и мощности ТЭС по сравнению с указанными в таблицах Б.3–Б.13 сле- дует увеличивать СЗ не менее чем на одну ступень.
Б.6.8 Объем выпускаемой продукции при наличии на одном пред- приятии нескольких источников загрязнения (цехов) должен опреде- ляться суммированием объемов продукции отдельных цехов. Если источник выброса загрязняющих веществ отдельных производств (це- хов) отстоит от других источников выброса предприятия больше чем на 1000 м, годовой объем продукции должен определяться для этих производств и остальной части предприятия отдельно. В этом случае расчетная СЗ должна определяться согласно Б.6.16.
Б.6.9 Если на одном промышленном предприятии выпускается продукция нескольких отраслей (или подотраслей) промышленно-
сти, указанных в таблицах Б.3–Б.12, то СЗ следует определять со- гласно Б.6.16.
Б.6.10 Границы зоны с данной СЗ следует корректировать с учетом розы ветров по формуле
(Б.3)
где S – расстояние от границы источника загрязнения до границы района с данной СЗ, скорректированное с учетом розы ветров, м; S0 – нормированное расстояние от границы источника загрязне-
ния до границы района с данной СЗ при круговой розе ветров, м;
W – среднегодовая повторяемость ветров рассматриваемого румба, %;
W0 – повторяемость ветров одного румба при круговой розе ве- тров, %.
Значения S / S0 должны ограничиваться пределами 0,5 S / S0 2.
Б.6.11 Степень загрязнения вблизи отвалов пылящих материалов, складских зданий и сооружений, канализационно-очистных сооруже- ний следует определять по таблице Б.14.
Б.6.12 Степень загрязнения вблизи автодорог с интенсивным использованием в зимнее время химических противогололедных средств следует определять по таблице Б.15.
Б.6.13 Степень загрязнения в прибрежной зоне морей и водоемов должна определяться по таблице Б.16 в зависимости от расстояния до береговой линии.
Б.6.14 В районах, подверженных ветрам со скоростью более 30 м/с со стороны моря (периодичностью не реже одного раза в 10 лет), рас- стояния от береговой линии, приведенные в таблице Б.16, следует увеличить в три раза.
Для водоемов площадью 1000–10 000 м2 СЗ допускается снижать на одну ступень по сравнению с данными таблицы Б.16.
Б.6.15 Степень загрязнения вблизи градирен или брызгальных бассейнов должна определяться по таблице Б.17 при удельной прово- димости циркуляционной воды менее 1000 мкСм/см и по таблице Б.18 при удельной проводимости от 1000 до 3000 мкСм/см.
Б.6.16 Расчетную СЗ в зоне наложения загрязнений от двух неза- висимых источников, определенную с учетом розы ветров по Б.6.10, следует определять по таблице Б.19 независимо от вида промышлен- ного или природного загрязнения.
Таблица Б.3 – Степень загрязнения (СЗ) вблизи химических предприятий и производств
Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | |||||||
до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 до 1500 | от 1500 до 2000 | от 2000 до 2500 | от 2500 до 3000 | от 3000 до 5000 | от 5000 | |
До 10 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 10 до 500 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 500 до 1500 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 1500 до 2500 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 2500 до 3500 | 4 | 3 | 3 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 |
От 3500 до 5000 | 4 | 4 | 3 | 3 | 3 | 2 | 2 | 1 |
Таблица Б.4 – СЗ вблизи нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий и производств
Предприятия | Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | |||||
до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 до 1500 | от 1500 до 2000 | от 2000 до 3500 | от 3500 | ||
Нефтепере- рабатывающие заводы | До 1000 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 1000 до 5000 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 5000 до 9000 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 9000 до 18 000 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
Нефтехимиче- ские заводы и комбинаты | До 5000 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 5000 до 10000 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
От 10 000 до 15 000 | 4 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | |
От 15 000 до 20 000 | 4 | 4 | 3 | 3 | 2 | 1 | |
Заводы синтетического каучука | До 50 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 50 до 150 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 150 до 500 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 500 до 1000 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
Заводы резино- технических изделий | До 100 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 100 до 300 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
Таблица Б.5 – СЗ вблизи предприятий по производству газов
и переработке нефтяного газа (независимо от объема производства)
Производство | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | ||
до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 | |
Производство газов | 2 | 1 | 1 |
Переработка нефтяного газа | 3 | 2 | 1 |
Таблица Б.6 – СЗ вблизи предприятий по производству целлюлозы и бумаги
Производство | Расчетный объем вы- пускаемой продукции, тыс. т/год | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | |||
до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 до 1500 | от 1500 | ||
Производство целлюлозы и полуцеллюлозы | До 75 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 75 до 150 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
От 150 до 500 | 3 | 2 | 1 | 1 | |
От 500 до 1000 | 4 | 3 | 2 | 1 | |
Производство бумаги | Независимо от объема | 1 | 1 | 1 | 1 |
Таблица Б.7 – СЗ вблизи предприятий и производств черной металлургии
Производство | Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | |||||
до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 до 1500 | от 1500 до 2000 | от 2000 до 2500 | от 2500 | ||
Выплавка чугуна и стали | До 1500 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 1500 до 7500 | 2 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
От 7500 до 12 000 | 3 | 2 | 2 | 2 | 1 | 1 | |
Горнообога- тительные комбинаты | До 2000 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 2000 до 5500 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 5500 до 10 000 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 10 000 до 13 000 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
Коксохимпроиз- водство | До 5000 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 1 |
От 5000 до 12 000 | 3 | 2 | 2 | 2 | 2 | 1 | |
Окончание таблицы Б.7
Производство | Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | |||||
до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 до 1500 | от 1500 до 2000 | от 2000 до 2500 | от 2500 | ||
Ферросплавы | До 500 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 500 до 700 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 700 до 1000 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
Производство магнезиальных изделий | Независимо от объема | 3 | 2 | 2 | 2 | 1 | 1 |
Прокат и об- работка чугуна и стали | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
Таблица Б.8 – СЗ вблизи предприятий и производств цветной металлургии
Производ- ство | Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | ||||||
до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 до 1500 | от 1500 до 2000 | от 2000 до 2500 | от 2500 до 3500 | от 3500 | ||
Произ- водство алюминия | До 100 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 100 до 500 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 500 до 1000 | 3 | 3 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
От 1000 до 2000 | 3 | 3 | 3 | 2 | 2 | 1 | 1 | |
Производ- ство никеля | От 1 до 5 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 5 до 25 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 25 до 1000 | 3 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
Производ- ство редких металлов | Независимо от объема | 4 | 4 | 3 | 3 | 2 | 2 | 1 |
Производ- ство цинка | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
Обработка цветных металлов | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
Таблица Б.9 – СЗ вблизи предприятий по производству строительных материалов
Производство | Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | ||||||
до 250 | от 250 до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 до 1500 | от 1500 до 2000 | от 2000 до 3000 | от 3000 | ||
Производство цемента | До 100 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 100 до 500 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 500 до 1500 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
От 1500 до 2500 | 3 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
От 2500 до 3500 | 4 | 4 | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 | |
От 3500 | 4 | 4 | 4 | 3 | 3 | 2 | 1 | |
Призводство асбеста и др. | Независимо от объема | 3 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
Производство бетонных из- делий и др. | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
Таблица Б.10 – СЗ вблизи машиностроительных предприятий и производств
Расчетный объем выпускаемой продукции | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | |
до 500 | от 500 | |
Независимо от объема | 2 | 1 |
Таблица Б.11 – СЗ вблизи предприятий легкой промышленности (независимо от объема производства)
Производство | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | ||
до 250 | от 250 до 500 | от 500 | |
Обработка тканей | 3 | 2 | 1 |
Производство искусственных кож и пленочных материалов | 2 | 1 | 1 |
Таблица Б.12 – СЗ вблизи предприятий по добыче руд и нерудных ископаемых (независимо от объема производства)
Подотрасль | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | ||
до 250 | от 250 до 500 | от 500 | |
Железная руда и др. | 2 | 1 | 1 |
Уголь* | 3 | 2 | 1 |
* Распространяется на определение СЗ вблизи терриконов. | |||
Таблица Б.13 – СЗ вблизи ТЭС и промышленных котельных
Вид топлива | Мощность, МВт | Высота дымовых труб, м | СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | |||||
до 250 | от 250 до 500 | от 500 до 1000 | от 1000 до 1500 | от 1500 до 3000 | от 3000 | |||
ТЭС и котельные на углях при золь- ности менее 30 %, мазуте, газе | Неза- висимо от мощности | Любая | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
ТЭС и котельные на углях при золь- ности более 30 % | До 1000 | Любая | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
От 1000 до 4000 | До 180 | 2 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | |
От 180 | 2 | 2 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
Таблица Б.14 – СЗ вблизи отвалов пылящих материалов, складских зданий и сооружений, канализационно-очистных сооружений*
СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м | ||
до 200 | от 200 до 600 | от 600 |
3 | 2 | 1 |
* Золоотвалы, солеотвалы, шлакоотвалы, крупные промышленные свалки, предприятия по сжи- ганию мусора, склады и элеваторы пылящих материалов, склады для хранения минеральных удобрений и ядохимикатов, гидрошахты и обогатительные фабрики, станции аэрации и другие канализационно-очистные сооружения. | ||
Таблица Б.15 – СЗ вблизи автодорог с интенсивным использованием
в зимнее время химических противогололедных средств
СЗ при расстоянии от автодорог, м | ||
до 25 | от 25 до 100 | от 100 |
3 | 2 | 1 |
Таблица Б.16 – СЗ в прибрежной зоне озер площадью более 10 000 м2
Тип водоема | Расчетная соленость воды, г/л | Расстояние от береговой линии, км | СЗ |
Незасоленный | До 2 | До 0,1 | 1 |
Слабозасоленный | От 2 до 10 | До 0,1 | 2 |
От 0,1 до 1,0 | 1 |
Таблица Б.17 – СЗ вблизи градирен и брызгальных бассейнов
с удельной проводимостью циркуляционной воды менее 1000 мкСм/см
СЗ района | Расстояние от градирни (брызгального бассейна), м | |
до 150 | от 150 | |
1 | 2 | 1 |
2 | 3 | 2 |
3 | 4 | 3 |
4 | 4 | 4 |
Таблица Б.18 – СЗ вблизи градирен и брызгальных бассейнов
с удельной проводимостью циркуляционной воды от 1000 до 3000 мкСм/см
СЗ района | Расстояние от градирни (брызгального бассейна), м | ||
до 150 | от 150 до 600 | от 600 | |
1 | 3 | 2 | 1 |
2 | 4 | 3 | 2 |
3 | 4 | 4 | 3 |
4 | 4 | 4 | 4 |
Таблица Б.19 – Расчетная СЗ при наложении загрязнений от двух независимых источников
СЗ от первого источника | Расчетная СЗ при степени загрязнения от второго источника | ||
2 | 3 | 4 | |
2 | 2 | 3 | 4 |
3 | 3 | 4 | 4 |
4 | 4 | 4 | 4 |
Б.7 Коэффициенты использования основных
типов изоляторов и изоляционных конструкций (стеклянных и фарфоровых)
Б.7.1 Коэффициенты использования k изоляционных конструкций, составленных из однотипных изоляторов, следует определять как
k kи kк, (Б.4)
где kи – коэффициент использования изолятора;
kк – коэффициент использования составной конструкции с парал- лельными или последовательно-параллельными ветвями.
Б.7.2 Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов по ГОСТ 27661 со слабо развитой нижней поверхностью изоляционной детали следует определять по таблице Б.20 в зависи- мости от отношения длины пути утечки изолятора Lи к диаметру его тарелки D.
Б.7.3 Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов специального исполнения с сильно развитой поверхно- стью следует определять по таблице Б.21.
Б.7.4 Коэффициенты использования kи штыревых изоляторов (ли- нейных, опорных) со слабо развитой поверхностью должны прини- маться равными 1,0, с сильно развитой поверхностью – 1,1.
Б.7.5 Коэффициенты использования kи внешней изоляции элек- трооборудования наружной установки, выполненной в виде одиноч- ных изоляционных конструкций, в том числе опорных изоляторов наружной установки на номинальное напряжение до 110 кВ, а также подвесных изоляторов стержневого типа на номинальное напряжение 110 кВ, следует определять по таблице Б.22 в зависимости от отно- шения длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции Lи к длине их изоляционной части h.
Б.7.6 Коэффициенты использования kк одноцепных гирлянд и оди- ночных опорных колонок, составленных из однотипных изоляторов, следует принимать равными 1,0.
Б.7.7 Коэффициенты использования kк составных конструкций с параллельными ветвями (без перемычек), составленных из одно- типных элементов (двух- и многоцепных поддерживающих и натяжных гирлянд, двух- и многостоечных колонок), следует определять по та- блице Б.23.
Б.7.8 Коэффициенты использования kк Λ-образных и V-образных гирлянд с одноцепными ветвями следует принимать равными 1,0.
Б.7.9 Коэффициенты использования kк составных конструкций с последовательно-параллельными ветвями, составленными из изо- ляторов одного типа (гирлянд типа 
или 
, опорных колонок с раз- личным числом параллельных ветвей по высоте, а также подстанци- онных аппаратов с растяжками), следует принимать равными 1,1.
Б.7.10 Коэффициенты использования kи одноцепных гирлянд и одиночных опорных колонок, составленных из разнотипных изолято- ров с коэффициентами использования kи1 и kи2, должны определяться по формуле
(Б.5)
где L1 и L2 – длина пути утечки участков конструкции из изоляторов соответствующего типа. Аналогичным образом должна опреде- ляться величина kи для конструкций указанного вида при числе разных типов изоляторов, большем двух.
Таблица Б.20 – Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов со слабо развитой нижней поверхностью изоляционной детали
Lи/D | kи |
От 0,90 до 1,05 включ. | 1,00 |
От 1,05 до 1,10 включ. | 1,05 |
От 1,10 до 1,20 включ. | 1,10 |
От 1,20 до 1,30 включ. | 1,15 |
От 1,30 до 1,40 включ. | 1,20 |
Таблица Б.21 – Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов специального исполнения
Конфигурация изолятора | kи |
Двукрылая | 1,20 |
С увеличенным вылетом ребра на нижней поверхности | 1,25 |
Аэродинамического профиля (конусная, полусферическая) | 1,0 |
Колоколообразная с гладкой внутренней и ребристой наружной поверхностями | 1,15 |
Таблица Б.22 – Коэффициенты использования одиночных изоляционных колонок, опорных и подвесных стержневых изоляторов
Lи/h | Менее 2,5 | 2,5–3,00 | 3,01–3,30 | 3,31–3,50 | 3,51–3,71 | 3,71–4,00 |
kк | 1,0 | 1,10 | 1,15 | 1,20 | 1,25 | 1,30 |
Таблица Б.23 – Коэффициенты использования kк составных конструкций с электрически параллельными ветвями (без перемычек)
Количество параллельных ветвей | 1 | 2 | 3–5 |
kк | 1,0 | 1,05 | 1,10 |
Б.7.11 Конфигурация подвесных изоляторов для районов с различ- ными видами загрязнений должна выбираться согласно таблице Б.24.
Таблица Б.24 – Рекомендуемые области применения подвесных изоляторов различной конфигурации
Конфигурация изолятора | Характеристика районов загрязнения |
Тарельчатый с ребристой нижней поверхностью (Lи/D 1,4) | Районы с 1-й и 2-й СЗ при любых видах загрязнения |
Тарельчатый гладкий полусфе- рический, тарельчатый гладкий конусный | Районы с 1-й и 2-й СЗ при любых видах загрязнения, районы с засоленными почвами и с промышленными за- грязнениями не выше 3-й СЗ |
Тарельчатый фарфоровый | Районы с 4-й СЗ вблизи цементных предприятий, пред- приятий черной металлургии, предприятий по произ- водству калийных удобрений, химических производств, выпускающих фосфаты, алюминиевых заводов при наличии цехов производства электродов (цехов анодной массы) |
Стержневой фарфоровый нор- мального исполнения (Lи/h 2,5) | Районы с 1-й СЗ, в том числе с труднодоступными трассами ВЛ |
Тарельчатый двукрылый | Районы с засоленными почвами и с промышленными загрязнениями (2–4-я СЗ) |
Стержневой фарфоровый специ- ального исполнения (Lи/h > 2,5) | Районы с 2–4-й СЗ при любых видах загрязнения; райо- ны с труднодоступными трассами ВЛ (2–3-я СЗ) |
Стержневой полимерный нормаль- ного исполнения | Районы с 1-й и 2-й СЗ при любых видах загрязнения, в том числе районы с труднодоступными трассами ВЛ |
Стержневой полимерный специ- ального исполнения | Районы с 2-й и 3-й СЗ при любых видах загрязнения, в том числе районы с труднодоступными трассами ВЛ |
Примечание – D – диаметр тарельчатого изолятора, см; h – высота изоляционной части стержнево- го изолятора, см; Lи – длина пути утечки, см. | |
Библиография
[1] СН 4.04.01-2019 Системы электрооборудования жилых и обще- ственных зданий
[2] IEC 62271-108:2020 High-voltage switchgear and controlgear –
Part 108: High-voltage alternating current disconnecting circuit-breakers for rated voltages above 52 kV
(Аппаратура распределения и управления высоковольтная. Часть 108. Высоковольтные разъединители переменного тока для номи- нального напряжения 52 кВ и выше)
[3] ГОСТ Р 50571.25-2001 Электроустановки зданий. Часть 7. Тре- бования к специальным электроустановкам. Электроустановки зданий и сооружений с электрообогреваемыми полами и поверх- ностями
[4] СН 2.02.05-2020 Пожарная безопасность зданий и сооружений [5] Правила электроснабжения
Утверждены постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 17 октября 2011 г. № 1394
[6] IEC 61850-9-2:2011 Communication networks and systems for
power utility automation – Part 9-2: Specific communication service mapping (SCSM) –
Sampled values over ISO/IEC 8802-3
(Сети и системы связи для автоматиза- ции электросетей общего пользования. Часть 9-2. Схема распределения специаль- ной служебной связи (SCSM). Опорные зна- чения в соответствии и ISO/IEC 8802-3)
[7] IEC 61850:2022 SER Communication networks and systems for
power utility automation – All parts
(Сети и системы автоматизации электро- энергетики. Все части)
[8] Правила устройства электроустановок
Минэнерго СССР. 6-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1986
[9] СН 4.04.03-2020 Молниезащита зданий, сооружений и инженер- ных коммуникаций
[10] IEC 60480:2019 Specifications for the re-use of sulphur
hexafluoride (SF6) and its mixtures in electrical equipment
(Технические требования к повторному ис- пользованию гексафторида серы (SF6) и его смесей в электротехническом оборудовании)
[11] IEC 60376:2018 Specification of technical grade sulfur
hexafluoride (SF6) and complementary gases to be used in its mixtures for use in electrical equipment
(Технические условия на элегаз (SF6) техни- ческого сорта и взаимодействующие газы, предназначенные для использования в его смесях для электрического оборудования)
[12] IEC 60296:2020 Fluids for electrotechnical applications –
Mineral insulating oils for electrical equipment (Жидкости электротехнического назначения. Минеральные электроизоляционные масла для электрооборудования)
[13] ГОСТ Р 54331-2011 (МЭК 60296:2003) Жидкости для применения в электротехнике. Неиспользованные нефтяные изоляционные мас- ла для трансформаторов и выключателей. Технические условия
[14] IEC 60156:2018 Insulating liquids – Determination of the
breakdown voltage at power frequency – Test method
(Жидкости изоляционные. Определение на- пряжения пробоя на промышленной часто- те. Метод испытания)
[15] ГОСТ Р МЭК 60156-2013 Жидкости изоляционные. Определение напряжения пробоя на промышленной частоте
[16] IEC 62021-1:2003 Insulating liquids – Determination of acidity –
Part 1: Automatic potentiometric titration (Жидкости изоляционные. Определение кис- лотности. Часть 1. Автоматическое потенци- ометрическое титрование)
[17] IEC 62021-2:2007 Insulating liquids – Determination of acidity –
Part 2: Colourimetric titration
(Жидкости изоляционные. Определение кислотности. Часть 2. Колориметрическое титрование)
[18] ГОСТ Р МЭК 62021-1-2013 Жидкости изоляционные. Определе- ние кислотности. Часть 1. Метод автоматического потенциоме- трического титрования
[19] ASTM D664-18e2 Standard Test Method for Acid Number of
Petroleum Products by Potentiometric Titration (Стандартный метод определения кислотно- го числа нефтепродуктов потенциометриче- ским титрованием)
[20] ISO 2719:2016 Determination of flash point – Pensky-Martens closed cup method
(Определение температуры вспышки. Метод в закрытом тигле Пенски – Мартенса)
[21] ГОСТ Р 54279-2010 Нефтепродукты. Методы определения темпе- ратуры вспышки в аппарате Пенски-Мартенса с закрытым тиглем
[22] IEC 60814:1997 Insulating liquids. Oil-impregnated paper and
pressboard. Determination of water content by automatic coulometric Karl Fisher titration (Жидкости изоляционные. Бумага и прессо- ванный картон, пропитанные маслом. Опре- деление содержания воды автоматическим кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру)
[23] IEC 60247:2004 Insulating liquids – Measurement of relative
permittivity, dielectric dissipation factor (tan ) and d.c. resistivity
(Жидкости изоляционные. Измерение отно- сительной диэлектрической проницаемости, тангенса угла потерь в диэлектрике и удель- ного сопротивления постоянному току)
[24] ГОСТ Р МЭК 60247-2013 Жидкости изоляционные.Определение относительной диэлектрической проницаемости, тангенса угла диэлектрических потерь (tg ) и удельного сопротивления при по- стоянном токе
[25] IEC 61620:1998 Insulating liquids – Determination of dielectric
dissipation factor by measurement of the conductance and capacitance – Test method (Жидкости изоляционные. Определение тангенса угла диэлектрических потерь изме- рением электрической проводимости и ем- кости. Метод испытания)
[26] ГОСТ Р МЭК 61620-2013 Жидкости изоляционные. Определение тангенса угла диэлектрических потерь измерением электриче- ской проводимости и емкости
[27] IEC 60666:2010 Detection and determination of specified
additives in mineral insulating oils (Обнаружение и определение специальных присадок в минеральных изоляционных маслах)
[28] ГОСТ Р МЭК 60666-2013 Масла изоляционные нефтяные. Обна- ружение и определение установленных присадок
[29] ASTM D2668-07
(2021)
Standard Test Method for 2,6-di-tert-Butil-p- Cresol and 2,6-di-tert-Butil Phenol in Electrical Insulating Oil by Infrared Absorption (Стандартный метод определения 2,6-ди-трет-бутил-п-крезола, 2,6-ди-трет- бутилфенола в электроизоляционном масле с помощью измерения поглощения в инфра- красной области спектра)
[30] IEC 61198:1993 Mineral insulation oils – Method for the
determination of 2-furfural and related compounds
(Нефтяные изоляционные масла. Метод определения 2-фурфурола и родственных химических соединений)
[31] IEC 61125:2018 Insulating liquids – Test methods for oxidation
stability – Test method for evaluating the oxidation stability of insulating liquids in the delivered state
(Жидкости изоляционные. Методы опре- деления стойкости к окислению. Метод ис- пытания для оценки стойкости к окислению изоляционных жидкостей в состоянии на мо- мент поставки)
[32] ASTM D924-15 Standard Test Method for Dissipation Factor (or
Power Factor) and Relative Permittivity (Dielectric Constant) of Electrical Insulating Liquids (Стандартный метод испытаний коэффици- ента рассеяния (или коэффициента мощно- сти) и относительной диэлектрической про- ницаемости (диэлектрической постоянной) электроизоляционных жидкостей)
[33] ISO 14596:2007 Petroleum products – Determination of sulfur
content – Wavelength-dispersive X-ray fluorescence spectrometry
(Нефтепродукты. Определение содержания серы. Рентгеновская флуоресцентная спек- трометрия с дисперсией по длине волны)
[34] ISO 8754:2003 Petroleum products – Determination of sulfur
content – Energy-dispersive X-ray fluorescence spectrometry
(Нефтепродукты. Определение содержания серы. Энергодисперсионная рентгенофлуо- ресцентная спектрометрия)
[35] ISO 3104:2020 Petroleum products – Transparent and opaque
liquids – Determination of kinematic viscosity and calculation of dynamic viscosity (Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрач- ные жидкости. Определение кинематиче- ской вязкости и расчет динамической вязко- сти)
[36] IEC 61868: 1998 Mineral insulating oils – Determination of
kinematic viscosity at very low temperatures (Масла нефтяные изоляционные. Опреде- ление кинематической вязкости при очень низких температурах)
[37] ГОСТ Р 53708-2009 Нефтепродукты. Жидкости прозрачные и не- прозрачные. Определение кинематической вязкости и расчет ди- намической вязкости
[38] ISO 3675:1998 Crude petroleum and liquid petroleum
products – Laboratory determination of density – Hydrometer method
(Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Ла- бораторное определение плотности. Метод с применением ареометра)
[39] ISO 12185:1996 Crude petroleum and petroleum products –
Determination of density – Oscillatiing U-tube method
(Нефть сырая и нефтепродукты. Определе- ние плотности. Метод с применением осцил- лирующей U-образной трубки)
[40] ASTM D7042 Standard Test Method for Dynamic Viscosity
and Density of Liquids by Stabinger Viscometer and the Calculation of Kinematic Viscosity (Стандартный метод определения динами- ческой вязкости и плотности жидкостей с по- мощью вискозиметра Стабингера и расчет кинематической вязкости)
[41] ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
[42] IEC 62535:2008 Insulating liquids – Test method for detection
of potentially corrosive sulphur in used and unused insulating oil
(Электроизоляционные жидкости. Метод испытания на обнаружение потенциально агрессивной серы в использованном и неис- пользованном изоляционном масле)
[43] DIN 51353 Testing of insulating oils – Detection of corrosive
sulfur – Silver strip test
(Обнаружение коррозионной серы в изоля- ционных маслах методом серебряной поло- ски)
[44] IEC 62961:2018 Insulating liquids – Test methods for the
determination of interfacial tension of insulating liquids – Determination with the ring method (Жидкости изоляционные. Методы опреде- ления межфазного натяжения изоляционных жидкостей. Определение методом кольца)
[45] ASTM D971-20 Standard Test Method for Interfacial Tension
of Insulating Liquids Against Water by the Ring Method
(Стандартный метод испытаний на межфаз- ное натяжение изоляционных жидкостей от- носительно воды методом кольца)
[46] IEC 61619-2013 Insulating liquids – Contamination by
polychlorinated biphenyls (PCBs) – Method of determination by capillary column gas chromatography
(Жидкости изоляционные. Определение за- грязнения полихлорированными бифенила- ми (РСВ) методом газовой хроматографии на капиллярной колонке)
[47] IP 346:1996 Determination of polycyclic aromatics in
unused lubricating base oils and asphaltene free petroleum fractions – Dimethyl sulphoxide extraction refractive index method (Определение полициклических аромати- ческих соединений в неиспользованных ба- зовых маслах и нефтяных фракциях, не со- держащих асфальтенов. Метод измерения показателя преломления экстракта диме- тилсульфоксидом)
[48] ISO 3016:2019 Petroleum and related products from natural or
synthetic sources – Determination of pour point (Нефть и сопутствующие продукты природ- ного или синтетического происхождения. Определение температуры текучести)
[49] ASTM D97-17b Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products
(Стандартный метод определения темпера- туры застывания нефтепродуктов)
[50] ГОСТ Р 53203-2008 Нефтепродукты. Определение серы методом рентгенофлуоресцентной спектрометрии с дисперсией по длине волны
[51] IP 373/2010 Petroleum products – Determination of sulfur
content – Oxidative microcoulometry method – BS 2000-323; BS EN ISO 16591; CEN EN ISO 16591
(Нефтепродукты. Определение содержания серы. Метод окислительной микрокулономе- трии)
[52] ASTM D4294-21 Standard Test Method for Sulfur in Petroleum
and Petroleum Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry (Стандартный метод определения серы в нефти и нефтепродуктах энергодисперси- онной рентгенофлуоресцентной спектроме- трией)
[53] СН 3.03.06-2022 Улицы населенных пунктов
[54] DIN 43530-2:1987-10 Accumulators; electrolyte and refilling water;
electrolyte for lead acid batteries (Электролиты и доливочная вода для акку- муляторов. Электролиты для свинцовых ак- кумуляторов)
[55] DIN 43530-4:1987-10 Accumulators; electrolyte and refilling water;
water and refilling water lead acid batteries and alkaline batteries
(Электролиты и доливочная вода для аккумуляторов. Вода и доливочная вода для свинцовых и щелочных аккумуляторов)
[56] СНБ 2.04.02-2000 Строительная климатология
[57] СН 2.01.07-2020 Защита строительных конструкций от коррозии [58] О специфических санитарно-эпидемиологических требованиях
к содержанию и эксплуатации объектов, являющихся источника- ми неионизирующего излучения
Постановление Совета Министров Республики Беларусь 4 июня 2019 г.
№ 360
[59] СН 3.03.04-2019 Автомобильные дороги
[60] Авиационные правила аэродромного обеспечения полетов госу- дарственной авиации Республики Беларусь
Утверждены постановлением Министерства обороны Республики Бела- русь от 19 декабря 2016 г. № 39 (в ред. 09.11.2020 № 28)
[61] СН 2.04.01-2020 Защита от шума
[62] СН 2.02.02-2019 Противопожарное водоснабжение
[63] СанПиН от 21.06.2010 № 69 Санитарные нормы, правила и гиги- енические нормативы «Гигиенические требования к электромаг- нитным полям в производственных условиях»
Утверждены постановлением Министерства здравоохранения Республи- ки Беларусь от 21 июня 2010 г. № 69
[64] СП 4.04.04-2023 Системы электрооборудования жилых и обще- ственных зданий
[65] ГОСТ Р 54827-2011 (МЭК 60076-11:2004) Трансформаторы сухие.
Общие технические требования
[66] Правила по обеспечению промышленной безопасности оборудо- вания, работающего под избыточным давлением
Утверждены постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 27 декабря 2022 г. № 84
[67] СН 4.02.03-2019 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха
[68] ГОСТ Р МЭК 60896-11-2015 Батареи свинцово-кислотные стаци- онарные. Часть 11. Открытые типы. Общие требования и методы испытаний
[69] ГОСТ Р МЭК 60896-22-2015 Батареи свинцово-кислотные стаци- онарные. Часть 22. Типы с регулирующим клапаном. Требования
[70] ГОСТ Р МЭК 62485-2-2011 Батареи аккумуляторные и установки батарейные. Требования безопасности. Часть 2. Стационарные батареи
[71] СП 4.04.01-2022 Наружное освещение городов, поселков и сель- ских населенных пунктов
[72] СН 2.02.03-2019 Пожарная автоматика зданий и сооружений [73] СН 3.03.02-2019 Трамвайные и троллейбусные линии
[74] СН 3.01.03-2020 Планировка и застройка населенных пунктов